СОДЕРЖАНИЕ
1	Туманное будущее спроса и предложения	2
2	Когда риск – благородное дело	2
3	Линии обороны: не отступать перед рисками	7
4	Вести из Китая	9
5	Иран и ОПЕК	10
6	Нефть	10
7	Прорыв по центру	11
8	«Газпром нефть» ввела на Приразломном вторую добывающую скважину	15
9	«Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию Южно-Приобский ГПЗ	15
10	Открыто крупнейшее месторождение газа на шельфе Египта	16
11	2016 год  - год качества в строительстве	16
12	Взгляд в завтрашний день	17
13	Антон Инюцин: «Многим в стране и за рубежом есть чему поучиться у «Транснефти»	20
14	Реки впадают в моря	23
15	Роль и значение малотоннажного производства сжиженного природного газа для Российской Федерации	27
16	Строить и надеяться	34
17	Трубы большого диаметра - растущий сектор отечественного рынка	34
18	Особенности многослойной теплоизоляции стальных трубопроводов	39
19	Прогрессивные методы ремонта подводных морских трубопроводов	46
20	Трубы в бетоне	49

 

 

 

 

 

1.Туманное будущее спроса и предложения

 

Что стало катализатором падения цен на нефть — желание стран ОПЕК устранить американскую слан­цевую нефть с рынка, падение мировой экономики, бурный рост добычи в США?

—         Сработала комбинация факторов, многие из кото­рых связаны с предложением. Это и увеличение слан­цевой добычи в США, и нежелание ОПЕК менять объемы производства для балансировки рынка, и обеспокоенность относительно снятия санкций с Ирана, и рост добычи в России.

Что же касается спроса, есть опасения, что финансовый кризис в Греции может перекинуть­ся на другие рынки. Также все внимательно сле­дят за Азией, особенно за Китаем, так как именно в этом регионе ожидается наиболее высокий спрос на нефть. На четырех крупнейших азиатских потре­бителей нефти — Китай, Японию, Индию и Южную Корею — приходится чуть более 19 млн. баррелей в день или пятая часть всего мирового спроса, и они отреагировали на снижение цен. Но будущее остает­ся туманным.

Россия, обогнав Саудовскую Аравию, вышла на первое место в мире по добыче нефти. Как долго Россия сможет удерживать лидерство в условиях экономических санкций?

Россия уже какое-то время производит нефти боль­ше Саудовской Аравии. Российская суточная добыча на протяжении последних пяти лет стабильно держится на уровне выше 10 млн. баррелей, тогда как Саудовская Аравия до последнего времени редко добывала более 10 млн. баррелей в сутки. Россия, по всей видимости, не планирует снижать добычу, несмотря на падение цен и введение международных санкций.

 

Бэт Эванс, директор по новостной информации на рынках

нефтиагентстваPlatts, «Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

2.Когда риск – благородное дело

 

Падение цен на нефть, введение западных санкций и прочие ограничения не должны останавливать Россию на пути освоения углеводородных богатств шельфа

На протяжении более чем полуторавековой истории развития миро­вой нефтяной промышленности она знала множество взлётов и паде­ний, в том числе связанных с освоением месторождений на шельфе. Но главные векторы движения шельфовой добычи всегда оставались неизменными - покорение ранее недостижимых глубин, а также зна­чительное расширение географии деятельности (включая выход в бо­лее северные широты). Эти процессы были обусловлены, с одной сто­роны, совершенствованием технологий разведки и добычи, а с дру­гой - обширными запасами углеводородов, таящимися на дне Миро­вого океана.

Вместе с тем, добыча углеводородов всегда сопряжена с большим количеством взаимосвязанных рисков - как чисто предпринима­тельских, так и общеэкономических и даже политических. В случае с шельфовой добычей управление данными рисками существенно усложняется, а их последствия могут быть более тяжёлыми, чем «на суше». Не зря же технологии извлечения углеводородов на шельфе приравнивают по своей сложности к технологиям освое­ния космоса.

 

 

 

Писано кровью на воде

Перечень рисков, присутствующих в со­временной нефтегазовой промышленно­сти, весьма обширен. Можно выделить основные из них:

—         ценовая волатильность;

—         рост затрат;

—         частичная зависимость от импорт­ных технологий;

—         дефицит кадровых ресурсов;

—         трудности операционного характе­ра, в том числе связанные с работой в сложных климатических и геологиче­ских условиях;

—         риски в области экологии и промыш­ленной безопасности.

Мы поставили экологический риск в этом списке на последнее место, но отнюдь не по причине его малой значимо­сти. Наоборот, именно ему традиционно уделяется наибольшее внимание. Это свя­зано с катастрофическими последствиями для экосистемы Мирового океана от нефтяных разливов, происходящих как на добычных платформах, так и при транс­портировке нефти морским путём. При­чём наибольший ущерб природе наносит­ся именно при перевозке сырья танкера­ми. К примеру, на протяжении 1990 годов объём разливов по вине морского транс­порта составлял в среднем 413,1 тыс. т в год, в то время как платформы стали ис­точниками утечек 0,9 тыс. т в год.

Если посмотреть на более раннюю ис­торию транспортировки нефти и нефтепродуктов, то один из знаковых разливов произошёл 19 марта 1967 г. у берегов Уэльса (Великобритания) в результате крушения супертанкера TorreyCanyon. Данное судно было в то время самым крупным нефтяным танкером (его длина составляла 297 м, ширина - 38 м, осадка - 20,9 м). Капитан сбился с курса, пытался провести танкер узким проливом между островами и столкнулся с рифом. В шести танках, где находилась кувейтская нефть, образовались пробоины. Затем танкер разломился на две части. Общий разлив составил 120 тыс. т, протяжённость неф­тяного пятна достигла 30 км. В связи с тем, что не удавалось откачать нефть из тан­ков, власти Великобритании приняли ре­шение сжечь нефтяное пятно и подорвать танкер при помощи авиабомб и напал­ма. Операция была завершена 21 апреля 1967 г. Но нефтяное пятно всё-таки отнес­ло к берегам Франции, где было загрязне­но 80 км пляжей. Около 190 км прибреж­ной линии Уэльса тоже оказались пора­жены нефтью. На восстановление экоси­стемы ушло более 10 лет.

В дальнейшем, к сожалению, также происходили аварии танкеров со значительными разливами и ущербами для экосистемы Мирового океана. Но имен­но начиная с крушения танкера TorreyCanyonмеждународное сообщество ста­ло принимать усиленные законодатель­ные меры по предотвращению и ликви­дации последствий подобных катастроф. В том числе были заключены междуна­родные конвенции, обязывающие судо­владельцев нести полную ответствен­ность за весь вред, нанесённый природе: Конвенция гражданской ответственно­сти за ущерб от загрязнения нефтью (InternationalConventiononCivilLiabilityforOilPollutionDamage, CLC1969) и Международная конвенция относитель­но вмешательства в случае аварий в от­крытом море, приводящих к загрязне­нию нефтью (International Convention Relating to Intervention on the High Seas in Ceases of Oil Pollution Casualties). Обе они приняты Международной морской орга­низацией в 1969 году.

Впоследствии в США разработали ряд законов, направленных на предотвраще­ние аварий и ликвидацию их последст­вий, связанных с разливами нефти, как транспортными судами, так и нефтедобы­вающими платформами. Основными из них являются: Закон о политике в обла­сти окружающей среды (1970), Закон о чистой воде (1972), Закон о внешнем кон­тинентальном шельфе (1978), Всеобщий закон о действиях, компенсации и ответ­ственности при загрязнении окружаю­щей среды (1980), Закон о планировании действий по предотвращению чрезвычай­ных ситуаций и праве общественности на информацию (1986), Закон о нефтяном загрязнении (1990). То есть практически Соединённые Штаты на какой-то период стали мировыми «законодателями моды» в сфере регулирования безопасности мор­ской добычи и транспортировки нефти.

Тем не менее, по роковому стечению обстоятельств именно у берегов США случился нефтяной апокалипсис XXI ве­ка. 20 апреля 2010 г. в 80 км от побере­жья штата Луизиана произошла круп­нейшая авария на нефтяной платформе DeepwaterHorizon, управляемой миро­вым энергетическим гигантом ВР. В ре­зультате повреждения труб возник по­жар, который продолжался 36 часов. 22 апреля платформа затонула. Последст­вия были катастрофичны: погибли 11 че­ловек и пострадали 17 (из 126, находив­шихся на платформе), ещё 2 человека погибли при ликвидации аварии.

Разлив нефти продолжался 152 дня, до 19 сентября 2010 г. В общей сложности на поверхность вытекло 5 млн. баррелей, площадь нефтяного пятна достигла 75 тыс. км². Погибли тысячи птиц, живот­ных, сотни морских черепах, множество млекопитающих, в том числе дельфи­нов. Экономический ущерб для стран Мексиканского залива также огромен. Был нанесён колоссальный вред рыбо­ловной отрасли и туристической инду­стрии. Для самой же ВР, помимо затрат на ликвидацию последствий и оплату многомиллионных исков, данная траге­дия вылилась в потерю рыночной стои­мости на 43 млрд. долларов.

В таких случаях специалистов в пер­вую очередь интересует, каковы же были причины аварии? Согласно докладу ВР, опубликованному 8 сентября 2010 г., цементная подушка на дне скважины не смогла задержать углеводороды в резер­вуаре, вследствие чего сквозь неё в буро­вую колонну протекали газ и конденсат. При проверке давления в скважине спе­циалисты ВР и Transoceanневерно ис­толковали показания приборов. Далее в течение 40 минут работники Transoceanне замечали, что из скважины идёт по­ток углеводородов. Газ, который должен быть выведен за борт, распространился по буровой платформе через вентиля­цию. Противопожарные системы не смогли предотвратить его проникнове­ния. Затем произошёл взрыв, а из-за неисправности механизмов не сработал противосбросовый предохранитель, ко­торый должен был автоматически заку­порить скважину и остановить утечку нефти. То есть произошла целая череда, казалось бы, маловероятных событий.

Но наибольшее значение имеют не тех­нические детали, а общие условия, которые привели к данной катастрофе. В целом причинами явились: человеческий фактор (в частности, неправильные ре­шения персонала), технические неполад­ки, недостатки конструкции нефтяной платформы. Согласно же совместному докладу Бюро по управлению, регулиро­ванию и охране океанских энергоресур­сов и Береговой охраны США, причиной аварии было снижение затрат на разра­ботку скважины в ущерб безопасности.

Возникает также вопрос о роли госу­дарства, как регулятора освоения шельфа и его роли в обеспечении безопасности морских проектов. В различных странах уже накоплен немалый опыт в данной сфере. В США такие функции с 1980 г. вы­полняла Служба управления минераль­ными ресурсами (MineralManagementService). Она отвечала за сдачу буровых платформ в лизинг, за контроль процес­са бурения на шельфе и за сбор роялти. То есть в её работе фактически присутст­вовал конфликт интересов - с одной сто­роны, она занималась обеспечением без­опасности, а с другой - несла ответствен­ность за поступление налогов в казну. Следовательно, Служба управления ми­неральными ресурсами могла поступить­ся требованиями безопасности ради по­вышения государственных доходов. По­этому было принято решение о разделении её на три новые службы: Бюро по ис­пользованию океанских ресурсов, их ре­гулированию и контролю (BureauofOceanEnergyManagement, ВОЕМ), Бюро по вопросам безопасности и защиты окружающей среды (BureauofSafetyandEnvironmentalEnforcement, BSEE), Служ­ба по сбору платежей за использование природных ресурсов (OfficeofNaturalResourcesRevenue, ONRR).

Также был изменён подход к регулиро­ванию безопасности. Ранее существовали жёсткие требования соответствия обору­дования и технологий устанавливаемым стандартам. Теперь решено, что компании должны демонстрировать достаточность своей подготовки к форс-мажорным об­стоятельствам (меры безопасности и эф­фективный риск-менеджмент). Иными словами, ответственность фактически пе­рекладывается с регулятора на компанию.

Важным уроком стало и осознание не­обходимости пересмотра взаимоотношений между добывающими и сервис­ными компаниями, установление новых форм сотрудничества.

Что касается технической стороны, то Министерство внутренних дел США ввело 30 сентября 2010 г. новые правила бурения: обязательное наличие обсадной трубы на скважине и цементирование сква­жины; установка противовыбросовых превенторов; наличие оборудования для сбо­ра нефти в случае её утечки; обязательная тренировка кадрового состава. В то же вре­мя была создана MarineWellContainmentCompanyдля предотвращения нефтеразливов в Мексиканском заливе. Её учредителями выступили ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillipsи Shell.

России необходимо учесть этот зару­бежный опыт обеспечения безопасности шельфовых проектов. Ибо так же, как и на суше, многие правила здесь «написа­ны кровью»...

 

Арктика - объект особого внимания

С какими основными рисками в сфере добычи углеводородов на шельфе может столкнуться Россия в ближайшей пер­спективе? Очевидно, большая их часть будет связана с эксплуатацией месторож­дений в северных широтах. Ведь по про­гнозам экспертов, уже к 2040 г. из-за гло­бального потепления значительная часть Северного Ледовитого океана окажется свободной ото льда, что существенно об­легчит добычу природных ресурсов с его дна и удешевит их перевозку. Прогноз­ные запасы газа российской части Арк­тики превышают 80 трлн. м³. Поэтому вполне естественно, что наша страна должна их эффективно использовать.

Главные проблемы добычи в Арктике - это отсутствие развитой транспортной инфраструктуры, частые сильные штор­мы, наличие блуждающих айсбергов, недостаток технологий и опыта ликвида­ции разливов нефти в холодных широ­тах. В частности, из-за холодного клима­та нефть практически не диспергирует­ся. Плюсом же является то, что холодная вода и лёд препятствуют быстрому рас­пространению нефтяного пятна.

Арктика действительно является для России зоной особого внимания. И уже многое сделано и планируется сделать для безопасного развития этого перспек­тивного региона. Например, создаются комплексные аварийные станции (Ду­динка, Нарьян-Мар и Архангельск), мор­ские спасательно-координационные центры (Мурманск и Диксон), морские спасательные подразделения (Архан­гельск, Тикси и Певек), пункты базирования аварийно-спасательного имуще­ства и оборудования для ликвидации разливов нефти (Диксон, Тикси, Певек и посёлок Провидения). Запланировано строительство шести атомных и семи дизель-электрических ледоколов.

Для безопасного освоения северных широт (впрочем, как и для нефтегазодобычи в любом регионе) очень важно на­личие трёх взаимосвязанных факторов: контроль со стороны властей, информа­ционная открытость компаний в случае разливов и утечек углеводородов, а так­же заинтересованность недропользователей в недопущении таких инцидентов.

 

Нет худа без добра

Весной 2015 г. прошла XII Международ­ная конференция «Освоение шельфа России и СНГ». Её участники подняли це­лый спектр актуальных вопросов:

—         возможна ли добыча углеводородов без применения стационарных платформ на шельфе с длительным ледовым покровом;

—         целесообразно ли в России производ­ство собственных платформ;

—         каковы механизмы компенсации возможных убытков в случае крупномас­штабных аварий на платформах;

—         стоит ли отдавать приоритет шель­фовой добыче по сравнению с освоением нетрадиционных углеводородных ре­сурсов на суше;

—         есть ли в России реальные перспек­тивы широкомасштабного строительст­ва заводов СПГ;

—         каковы возможные экологические по­следствия освоения Арктики и пути их ми­нимизации;

—         возможна ли реализация шельфовых проектов на основе только российских тех­нологий, и каким из них необходимо пре­доставить инвестиционный приоритет.

Но, конечно, ключевыми являются рис­ки, вызванные введением секторальных санкций против России на фоне стреми­тельно дешевеющей нефти. Существуют различные точки зрения по этому поводу. Как известно, РФ импортирует до 50% оборудования для нефтедобычи, а на шельфе этот показатель достигает 90%. И поэтому именно морские проекты могут в первую очередь пострадать от упомянутых огра­ничений. ЕС официально разрешил лишь поставку в Россию оборудования, необхо­димого для ликвидации последствий тех­ногенных катастроф на шельфе. Кроме то­го, возможно освоение Арктики в партнёр­стве с китайскими и индийскими компаниями, которые в последние годы стреми­тельно накапливают опыт морской нефте­добычи (однако, конечно, в более благо­приятных климатических условиях). Наконец, в связи с санкциями возможен пе­ресмотр запрета на допуск к шельфу российских частных компаний. У того же «ЛУКОЙЛа» имеются определённые наработки в сфере освоения морских место­рождений, полученные в ходе работ на Каспии и Балтике, а также за рубежом.

Поэтому многие эксперты (в том чис­ле западные) полагают, что санкции послужат вызовом для России, помогут ей найти свой путь долгосрочного и стабильного развития на основе программ импортозамещения и внедрения собственных технологий. Как говорится, «нет худа без добра».

Что касается стремительно падающих цен на нефть, то очевидно, что это относительно краткосрочный тренд. И здесь нужно исходить из фундаментальных понятий. Ресурсы углеводородов не беско­нечны, а в последнее время новые круп­ные месторождения практически не от­крываются. Между тем, человечество нуж­дается в углеводородном сырье не только для производства энергии, но и для выпус­ка неисчислимой массы товаров. К тому же численность населения на планете не­уклонно растёт. Установившиеся ныне низкие котировки «чёрного золота» не позволяют осуществлять инвестиции в перспективные проекты по разведке и до­быче. Поэтому нефтегазовые компании вынуждены не развиваться, а выживать. И уже в недалёком будущем это породит дефицит нефти на мировом рынке. Рос­сийские же компании, по экспертным оценкам, могут выдержать цену 50 долла­ров за баррель в течение нескольких лет.

В то же время, согласно многим исследо­ваниям, в последние 15 лет наблюдался не­пропорциональный рост стоимости обору­дования и затрат на управление шельфо­выми проектами - на 20%. То есть повыше­ние себестоимости шельфовой добычи происходило быстрее, чем в среднем по другим отраслям. И одним из резервов сни­жения затрат является эффективное управ­ление морской добычей. Уже существуют проекты внедрения автоматизированных платформ, которыми сможет управлять не­большое количество высокопрофессио­нальных сотрудников. Более того, возмож­но использование платформ, вовсе не имеющих персонала (так называемые unmannedrigs, беспилотные установки).

Но всё же роботы не смогут полностью заменить людей. И поэтому нельзя забы­вать ещё об одном риске - дефиците ква­лифицированных кадров. Для подготовки грамотного специалиста нужно много вре­мени - от 10 лет. Кроме того, мировой ры­нок труда уверенно глобализируется, и за лучшие «готовые» кадры существует международная конкуренция. Поэтому зара­нее необходимо готовить свой кадровый потенциал. У молодых специалистов долж­ны быть перспектива роста и интерес к де­лу, подкреплённые достойной оплатой тру­да. Очень хорошо по этому поводу выска­зался академик РАН, президент Российско­го научного центра «Курчатовский инсти­тут» Евгений Велихов: «Вспомним, как до войны поддерживалось, скажем, развитие авиации. Мальчишки мечтали о самолё­тах и глядели в небо, затаив дыхание, вся страна была в курсе её скоростных и вы­сотных возможностей, критически сопо­ставляла её параметры с иностранными аналогами. Именно это и привело впослед­ствии к тому, что, даже пережив тяготы первых месяцев войны, мы всё равно оказа­лись на высоте в прямом и в переносном смысле... Сегодня надо делать то же са­мое... Чтобы освоение того же Северного Ледовитого океана снова стало мечтой! Разве это не достойный объект приложе­ния усилий?»

По оценкам экспертов, мировые запасы нефти и газа на континентальном шельфе составляют 650 млрд. баррелей н. э. На од­ном из экономических форумов топ-менеджер ExxonMobilДжим Джонстон за­явил, что к 2040 г. 12% глобальной добы­чи углеводородов будут обеспечивать глу­боководные месторождения.

России принадлежит 22% площади шельфа Мирового океана с оценочными извлекаемыми ресурсами 98,7 млн. т условного топлива. И благодаря этому потенциалу РФ имеет все шансы сохранить за собой роль мирового лидера по добыче углеводородов. Конечно, в том случае, ес­ли удастся найти эффективный ответ на перечисленные выше вызовы.

 

Андрей Паюра, ведущий инженер ГУП «Черноморнефтегаз»,

 эксперт Консультативного совета при председателе Комитета

Государственной Думы РФ по энергетике, «НЕФТЬ РОССИИ», №09, 2015г.­

 

3.Линии обороны: не отступать перед рисками

 

В условиях ценовой нестабильности в нефтегазовой отрасли необходимо уделить больше внимания системам управления рисками и внутреннего контроля

В экономически сложные време­на качество внутренних про­цессов становится либо спаса­тельным крутом для организа­ции, либо катализатором разви­тия наиболее негативных сцена­риев. В связи с возвратом перио­да невысоких цен на энергоноси­тели, а также обязательным внед­рением нового Кодекса корпора­тивного поведения для компа­ний, имеющих соответствующие уровни листинга на российской бирже, нефтегазовому сектору, очевидно, стоит вернуться к осмыслению выстроенной системы управления рисками и внут­реннего контроля.

Процедуры управления рисками, внутреннего контроля и внутреннего аудита - жизненно важны для любой организации. Их осознанное внедрение в практику компаний позволяет существенно повысить качество корпора­тивного управления и адекватно реаги­ровать на ряд внешних угроз. Несмот­ря на глубину и сложность восприятия этих вопросов, их суть можно комплекс­но раскрыть тремя общепринятыми моделями: моделью «Трёх линий оборо­ны», моделью «Внутреннего контроля» и моделью «Управления рисками».

Модель «Трёх линий обороны» очер­чивает стратегические направления концентрации усилий и подразумевает, что в организации существует три типа защиты от рисков. Первый уро­вень контрольной среды - функцио­нальные подразделения, занимающие­ся текущей работой по управлению рисками. Они представляют контроли, заложенные в бизнес-процессы орга­низации (на самом простом примере - это ограничение допуска на опасные производства). Вторая линия - контрольно-надзорные подразделения внутри организации (финансовый де­партамент, экономическая безопас­ность, комплаенс и т. д.), то есть те, ко­торые определяют направления рабо­ты, вырабатывают соответствующие правила и процедуры и обеспечивают их соблюдение. Третьей линией обо­роны являются внутренние аудиторы, которые проводят независимую оцен­ку эффективности мер, принимаемых функциональными и контрольно-надзорными подразделениями, и предо­ставляют гарантии их работы органам корпоративного управления.

В практике российских компаний понятия внутреннего контроля и внутреннего аудита часто смешиваются. Вместе с тем, они совершенно не иден­тичны. Внутренний аудит - это ин­струмент акционеров и собственни­ков, который позволяет им понимать, каково состояние дел в компании. Внутренний контроль же, согласно определению COSO, - это процесс, осуществляемый высшим органом предприятия, определяющим его по­литику, его управленческим персона­лом высшего уровня (менеджментом) и всеми другими сотрудниками. Он призван в достаточной и оправданной мере обеспечивать достижение пред­приятием следующих целей:

—         целесообразность и финансовая эффективность деятельности (вклю­чая сохранность активов);

—         достоверность финансовой отчёт­ности;

—         соблюдение применимого законо­дательства и требований регулирую­щих органов.

Иными словами, это контроли, включённые в повседневные процес­сы организации. Они позволяют ми­нимизировать реализацию тех рисков, которые компания для себя идентифи­цирует. Упрощая, можно сказать, что внутренний контроль - это когда родители проверяют домашнее задание, чтобы ребенок не получил двойку, а внутренний аудит - это экзамен, кото­рый проводит учитель.

Система внутреннего контроля, по оценке COSO, должна строиться на пя­ти взаимосвязанных компонентах:

—         контрольная среда и нравствен­ный климат;

—         оценка риска;

—         мероприятия контроля;

—         сбор и анализ информации и пере­дача её по назначению;

—         мониторинг и исправление оши­бок.

Графически система внутреннего контроля представлена известным ку­бом COSO, верхняя грань которого по­казывает цели, к которым стремится организация, а горизонтальными ря­дами представлены компоненты про­цесса. Эти компоненты контроля реа­лизуются в отношении организации и её структурных подразделений.

Система же управления рисками так­же может быть представлена похожим кубом. Она должна быть понятной и достаточно гибкой для того, чтобы бы­стро реагировать на изменения ситуа­ции. Руководству необходимо иметь возможность оперативно выявлять, оценивать и учитывать новые факто­ры риска. «Раннее оповещение» помо­гает увидеть новые стратегические возможности раньше, чем их заметят конкуренты. Ведь неопределённость, с одной стороны, таит в себе риск, а с другой - открывает возможности и мо­жет привести как к снижению, так и увеличению прибыли. Задача менедж­мента - своевременно и адекватно дей­ствовать в таких условиях.

Важно отметить, что процесс управ­ления рисками:

—         представляет собой непрерывный процесс, охватывающий всю органи­зацию;

—         осуществляется сотрудниками на всех уровнях организации;

—         используется при разработке и формировании стратегии;

—         нацелен на определение событий, которые могут влиять на организа­цию и управление рисками таким об­разом, чтобы они не превышали го­товности организации идти на риск (риск-аппетит);

—         даёт руководству и совету дирек­торов организации разумную гаран­тию достижения целей.

В большинстве российских нефтега­зовых компаний уже в той или иной степени реализованы аспекты всех трёх указанных моделей. Прежде все­го, в силу внешних регуляторных тре­бований. Вместе с тем, системный под­ход к вопросам управления рисками и внутреннего контроля, а тем более ис­пользование результатов работы та­кой системы для реального управле­ния рисками, создания добавленной стоимости и повышения конкурент­ных преимуществ организации можно наблюдать лишь в небольшом числе передовых организаций - как в миро­вой, так и в российской практике. По нашему глубокому убеждению, созда­ние такой системы в условиях ценовой нестабильности в отрасли позволит максимально эффективно использо­вать внутренние ресурсы организа­ции, сократить затраты и позволит компаниям мобилизоваться в трудные времена.

 

Антон Усов, партнёр, руководитель практики по работе

с компаниями нефтегазовой отрасли КПМГ в России и СНГ,

 «НЕФТЬ РОССИИ», №09, 2015г.­

 

4.Вести из Китая

 

Экономика Китая, второго в мире потребителя нефти, последние месяцы держит рынок в напря­жении. Очередное существенное падение на фон­довом рынке страны происходило 24 — 25 августа. Индекс Шанхайской фондовой биржи (ShanghaiCompositeIndex) в первый день последней неде­ли месяца в течение дня упал на 8,6% — до рекорд­ного с 2007 года уровня, а во вторник, по данным РИА Новости, опустился еще на 7,63%, тем самым преодолев психологическую отметку в 3000 и соста­вив 2964,97 пункта. Вслед за китайским, 24 августа стал «черным понедельником» для фондовых рын­ков целого ряда стран, в том числе российского, европейского и американского. На фоне опасений инвесторов связанных с замедлением темпов эконо­мического развития Китая стремительно опуска­лись вниз и мировые цены на нефть.

Впрочем, последующие дни августа характеризо­вались стабилизацией на нефтяном рынке. Это про­исходило благодаря принятым экстренным мерам государственной поддержки экономики Китая в сово­купности с публикацией ELAновых данных о сокра­щении коммерческих запасов нефти в США. Меры поддержки экономики Китая касались банковского сектора. Народный банк страны с 26 августаснизил ставки по депозитам и кредитам на 0,25%, ставка по кредитам оказалась на уровне 4,6%, по депозитам — 1,75%. Кроме того, с 6 сентября главный банк Китая снижает нормы резервирования для банков на 0,5%. За подъемом на китайском рынке устремились вверх и мировые цены на основные марки нефти. 

 

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

5.Иран и ОПЕК

 

Достигнутые в середине июля договоренности Ирана со странами-членами Совета Безопасности ООН и Германии по иранской ядерной программе продолжали влиять на мировой нефтяной рынок в августе, несмотря на то, что Иран вряд ли успе­ет до следующего года соблюсти все формальности и начать импортировать дополнительные объемы своей нефти.

Уже сейчас Иран, являющийся членом ОПЕК, ини­циирует обсуждение вопроса о восстановлении своих квот в картеле. По словам иранского министра нефти Биджана Намдар Зангане, его страна готова наращи­вать экспорт сырья вне зависимости от уровня миро­вых цен. «Исламская республика Иран ни в коем случае не будет игнорировать свою долю в ОПЕК и на мировом рынке. У нас нет проблем со скачками цен на нефть, поэтому мы можем удвоить наш экс­порт», — сказал в конце августа в эфире национально­го телевидения Зангане (его цитирует Прайм). 

 

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

6.Нефть

 

В первом полугодии текущего года объем экспор­та нефти из России, по данным ФТС, составил 120,51 млн. т, что на 9,8% выше аналогичного показа­теля прошлого года. В отчетный период произошел рост поставок нефти в дальнее зарубежье, при том, что объем экспорта в страны СНГ снизился. В страны дальнего зарубежья в январе - июне было поставле­но 109,2 млн. т нефти, это на 1,5% выше соответствую­щего показателя 2014 года. В СНГ поставки снизились на 5%, до 11,3 млн. т. В июне, по данным Росстата, было экспортировано из России всего 19,3 млн. т нефти (рост 14,4% в годовом выражении и снижение на 9,5% — по сравнению с мартом текущего года).

Удельный вес внешних поставок нефти в общем объеме российского экспорта в первые шесть меся­цев года составил 26,5%, в экспорте топливно-энергетических товаров — 40,7% (в первом полугодии 2014 года 31,7% и 44,1% соответственно).

Доходы от экспорта нефти из России в январе — июне текущего года, по данным ФТС, составили $48,1 млрд., на 40,7% ниже аналогичного периода про­шлого года. При этом 93,6% доходов ($44,0 млрд.) было получено от экспорта нефти в дальнее зарубежье.

Падение доходов, как и в предыдущие месяцы, объясняется снижением мировых цен на нефть.

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

7.Прорыв по центру

Компании России и Казахстана будут вместе осваивать месторождения центра Каспийского моря.

В середине октября 2015 года президент Владимир Путин и его коллега Нурсултан Назар­баев подписали в Астане новый Протокол о внесении изменений в Соглашение между РФ и РК о разграничении дна северной части Каспийского моря в целях осу­ществления суверенных прав на недропользование, заключенное еще в 1998 году и модернизирован­ное протоколом 2003 года. Октябрь­ский документ регулирует вопросы совместной разработки нефтегазо­конденсатного месторождения Цен­тральное, что «позволит компаниям двух стран приступить к его освое­нию», сказал Владимир Путин после подписания протокола. Для более полного понимания значимости договоренностей нужно уточнить, что Центральное вместе с месторо­ждением Хвалынское образует гео­логический район в срединной цен­тральной части Каспия, совокупные запасы которого оцениваются в 544,1 млн. тонн нефтяного эквива­лента.

Структура Центральная, расположенная в 150 км к востоку от Махачкалы, находится на вытянутом по оси северо-запад — юго-восток участке с глуби­нами моря от 100 до 600 м. На нем выполнена сейсморазведка, а также построена одна поисковая скважина глубиной 4227 м. В результате бурения было открыто нефтегазоконденсатное месторождение в отложениях верхней юры.

Предполагается, что в суммарных геологических запасах 169,1 млн. тонн н.э. доля жидких УВ составляет 75%, а свободного и попутного газа — 25%. В извлекаемых запасах доля газа возрастает до 60%, а нефти и конденсата уменьшается до 40%. Для более точной оценки запасов Центрального тре­буется дополнительная сейсморазведка 3D и бурение еще одной скважины. Запасы могут измениться в обе стороны и по долям всех фракций.

На сегодняшний день капитальные вложения в рамках проекта прогнозируются в объеме $8 млрд., операционные — более $10 млрд. «Нефтегазовая компания Центральная», как сообщают источники, близкие к «ЛУКОЙЛу», намерена построить от месторождения параллельные нефте- и газопроводы по направлению к российско-азербайджанской границе. Это пути для вхо­ждения в маршрут Баку-Махачкала-Тихорецк-Новороссийск, а также в газо­вые магистрали Моздок-Гаджикабул и Ново-Филя-Баку.

Освоение Центрального место­рождения имеет многолетнюю исто­рию. Открыло его в мае 2008 года ООО      «ЦентрКаспнефтегаз» — пари­тетное СП «ЛУКОЙЛа» и «Газпрома». Запасы нового объекта были оцене­ны тогда в 169,1 млн. тонн н.э. На этой стадии проект застопорился. Во-первых, истек срок действия лицензии на разведку, которую «ЦентрКаспнефтегаз» получил в 2003 году. А приобрести лицензию на добычу «ЦентрКаспнефтегаз» не мог, поскольку законодательство РФ с 2008 года допускает к разработке шельфа только компании с госу­дарственным участием свыше 50%.

Протокол, готовящийся с лета прошлого года, урегулировал процедуру освоения Центрального, изме­нив политические и законодатель­ные условия, препятствующие проекту. Подписание протокола позволит российскому правитель­ству оформить лицензию на геоло­горазведку и добычу на месторожде­нии. Лицензия, как обозначено, будет выдана без аукциона и конкур­са со сроком действия 25 лет и продолжительностью этапа геологиче­ского изучения до 7 лет. Кроме того, урегулировано на правительствен­ном уровне присоединение к освое­нию Центрального казахстанской нефтяной нацкомпании «КазМунайГаз». Таким образом, октябрьский протокол резко продвинул вперед проект освоения Центрального, «подвешенный»    из-за нерешенности юридических вопросов почти на десятилетие.

Узаконенный президентами российско-казахстанский недро­пользователь сможет провести доразведку участка без каких-либо отягощений, и по ее результатам вла­сти и лицензиат будут договаривать­ся либо о заключении СРП, либо о заключении контракта со стандарт­ным режимом налогообложения. Инициатором составления такого протокола и внесения поправок был Казахстан, заинтересованный в активизации разработки погранич­ных месторождений, отнесенных к российскому сектору. И теперь сре­динный Каспий из «белого пятна» с точки зрения активной нефтяной деятельности может превратиться в новый высокоперспективный район.

 

Каспийский, но российский

Интересно, что на начальной стадии широкомасштабных нефтяных опе­раций на шельфе Каспийского моря в 1990-х годах прогнозы перспектив национальных секторов региона отводили российскому сектору наи­меньшие объемы запасов. Инвесто­ры, в том числе российские, рвалисьна азербайджанский, казахстанский, туркменский шельф. В 2003 году Россия и Казахстан подписали про­токол к межгосударственному согла­шению о разграничении дна север­ной части Каспийского моря. Прото­кол провозгласил, что страны через партнерство уполномоченных компаний будут совместно разрабаты­вать месторождения, расположен­ные на морских границах. Надо отметить, что на тот момент и наше правительство, и некоторые россий­ские участники рынка ожидали открытия в казахстанском секторе большого числа месторождений со значительными запасами.

Но вопреки ожиданиям развед­ка, начатая на шельфах соседей, стала приносить все более разочаро­вывающие результаты. Открытия, конечно, были и порой — гигантские. Это Кашаган на казахстанском шельфе, Шах-Дениз на азербайджан­ском... Однако они имели единич­ный характер, и в разы чаще случа­лись провалы. В том числе в рамках реализации российско-казахстанского протокола разведки структуры Курмангазы/Кулалинская, которую проводила на свои деньги «Рос­нефть» в формальном партнерстве с «КазМунайГазом», представляющим страну-хозяйку. На объекте, где про­гнозировалось открытие 1 млрд. тонн нефти, разведочное бурение оказалось абсолютно «сухим».

Говоря откровенно, российская сторона сочла себя обманутой, поскольку данные прогнозы по Курмангазы были не только советские, но и казахстанские, полученные с помощью западных партнеров Аста­ны в 1990-х годах. Трудно сказать, были ли эти сведения сознательной дезинформацией — правительства большинства сырьевых стран всегда завышают оценку своих природных запасов для привлечения инвести­ций и повышения суммы бонусов. Но в казахстанском нефтяном истеблишменте уже не один год вспоминают проект Курмангазы со смехом, тогда как «Роснефть» поте­ряла на нем свыше $100 млн. при выплате значительного подписного бонуса и бурении разведочных сква­жин.

Но и сам Казахстан из-за этой, а также серии других неудач на своем шельфе потерял репутацию «второ­го Кувейта». По этой же причине у Астаны и КМГ возрос интерес к добычным проектам в пригранич­ных областях российского сектора Каспия.

Тем более что на российском шельфе разведка идет не в пример успешнее. В нашем секторе открыто восемь крупных, хотя и не гигант­ских, месторождений, выявлено примерно 20 перспективных струк­тур. Главная заслуга в этом принадле­жит «ЛУКОЙЛу» — самой активной отечественной            компании на Каспийским море, у которой резуль­тативность разведки в националь­ном секторе, по собственным оцен­кам, составляет 100%.

 

 

В центре моря

«КазМунайГаз» еще в середине 2000-х предлагал заключить пакетную сделку: осваивать Курмангазы вкупе с Центральным и Хвалынским. Никто из российских партнеров на эти условия не пошел, чем сильно раздо­садовал нефтяных казахстанских боссов, которые убедили президента Назарбаева и сменявших друг друга премьер-министров РК поднимать на каждых межгосударственных переговорах вопрос о «Центральном Каспии». Важным, но промежуточ­ным результатом этого стало учреждение в 2013 году «ЛУКОЙЛом», «Газпромом» и «КазМунайГазом»

ООО            «Нефтегазовая компания Цен­тральная» для разработки одноимен­ного месторождения. Вслед за этим «Газпром» в Меморандуме о выпуске еврооблигаций отметил, что «Нефтегазовая компания Централь­ная» (НКЦ) готовится подать в Роснедра повторную заявку на получе­ние добывающей лицензии.

«Геологические причины» такой казахстанской стратегии относи­тельно российского шельфа мы уже указали. Добавим здесь тот факт, что объем запасов прилегающих к Цен­тральному району казахстанских структур оценивается в 100 млн тонн нефти. А запасы месторожде­ний, которые будут осваиваться совместно, напоминаем, в 5,4 раза больше.

При этом Центральное месторо­ждение было открыто первой же разведочной скважиной, которая дала нефтяной фонтан. Его жид­кость малосерниста и характеризуется средней плотностью из-за присутствия парафина и смол (см. «Центральный» проект), то есть (забегая вперед) вполне подходит для использования на НПЗ Южной Европы. Кроме того, «ЛУКОЙЛ» и «Газпром» согласовали схему дальнейшего финансирования разведки и разработки Центрального. Наши компании решили предоставить НКЦ кредиты на сумму своих корпо­ративных инвестиционных обязательств в рамках выполнения прави­ла о равнодолевых капвложениях со стороны России и Казахстана.

Представляется, что и КМГ не меньше заинтересован в активном инвестировании. Возобновление освоения Кашагана и расширения разработки Тенгиза и Карачаганака затягивается на неопределенный срок. То есть отвлечение крупных финансовых ресурсов КМГ на мега­проекты сейчас маловероятно. Реализация большинства других мор­ских проектов на казахстанском шельфе постепенно признается нерентабельной. Поэтому для КМГ наиболее перспективным и рентабельным на Каспии является инве­стирование в совместные с Россией нефтегазовые бизнесы. Источник, близкий к КМГ, сообщил, что компа­ния настаивает на завершении вто­рого разведочного периода в 2016-2017 годах вместо провозглашенных 7 лет.

 

Хвалынское пока без сбыта

Можно предположить, что через некоторое время после урегулирова­ния всех юридических вопросов по поводу Центрального Казахстан активизирует подготовку другого проекта — по освоению еще одного месторождения в срединной части Каспия — нефтегазоконденсатного Хвалынского, расположенного в 260 км к югу от Астрахани. В его недрах на 332 млрд. м³ запасов сво­бодного газа по категории С1+С2 приходятся 17 млн. тонн конденсата и 36 млн. тонн нефти.

Хвалынское месторождениебыло открыто в 2000 году в 260 км к югу от Астрахани; глубины моря над месторождением составляют 25-30 м. По результатам бурения двух разведочных скважин здесь были обнаружены четыре газоконденсатные и одна нефтяная залежи. Госкомиссия по запасам утвердила их на Хвалынском по категориям С1 и С2 в объеме 322 млрд. м³ газа, 17 млн. тонн конденсата и 36 млн. тонн нефти. Несмотря на внушитель­ные запасы черного золота, «ЛУКОЙЛ» оговорил право не разрабатывать их, если дело окажется низкорентабельным. Видимо, компания получила на скважинах признаки слабой нефтепродуктивности месторождения.

Поэтому производственные планы предусматривают, что на пике добычи Хвалынское будет выдавать почти 8 млрд. м³ газа и 500 тыс. тонн конденсата в год. При такой схеме разработки прогнозируются капитальные вложения свыше $7,5 млрд., а операционные — в объеме около $5,5 млрд.

По Хвалынскому «ЛУКОЙЛ» предлагает заключить СРП сроком действия 40 лет с возможностью дальнейшего продления. Модель этого проекта пре­дусматривает, что раздел продукции будет зависеть от прибыльности бизне­са. Если она составит менее 16,5%, то инвесторы станут получать 95% про­дукции, а когда превысит 20,5%, акционерам достанется не более 35% добы­чи. При этом в течение всего срока действия контракта недропользователь — «Каспийская нефтегазовая компания» — будет платить только налог на прибыль по неизменной ставке 20%.

Открыл Хвалынское в 2000 году  «ЛУКОЙЛ», но подписанный в 2003-м протокол между Россией и Казахстаном о совместной разработке пограничных месторождений заставил российскую компанию создать с «КазМунайГазом» совместное предприятие «Каспийская нефтегазовая sкомпания» (КНК) в равных долях. Взамен КМГ в 2004 году отдал «ЛУКОЙЛу» свои оффшорные проек­ты        Тюб-Караган и Аташ, которые с треском провалились в 2006-2008 годах — в разведочных скважинах не обнаружилось даже признаков углеводородов. В 2009-м КМГ продал за $1 млрд. часть своей доли в КНК французским Total(18%) и GDFSuez(8%). На тот момент начать добычу планировалось не позднее 2016 года, и российское правительство соглашалось предоставить проекту условия раздела продукции.

Однако новые зарубежные партнеры КМГ попали впросак: «ЛУКОЙЛ» не собирался конфликтовать с «Газпромом» и был согласен продавать хвалынский газ внутри России. То есть — со значительной скидкой. После этого Totalи GDFSuezуказали «КазМунайГазу», что $ 1 млрд. за 26% в проекте, где основ­ная продукция — газ с невысокой рыночной премией, неадекватная цена. Источник в нефтегазовом истеблишменте Казахстана сообщил «НиК», что французы потребовали либо вернуть большую часть мил­лиарда, либо добиться от Москвы отказа от исключительно внутрироссийской реализации газа. В Аста­не, естественно, предпочли второй вариант...

В 2010 году КМГ было разработа­но и передано в российское Минэ­нерго ТЭО проекта. В 2011-м была создана межведомственная комис­сия по разработке Хвалынского. В конце 2012 года президенты Путин и Назарбаев подписали План совместных действий РФ и РК в 2013-2015 годы, согласно которому в 2013-м СРП по Хвалынскому должно было быть заключено. Наисходе 2015-го можно констатиро­вать, что данный пункт плана не выполнен.

В определенный момент Россия и «Газпром» предложили Казахстану вариант, по которому хвалынский газ пошел бы в ЕГТС «Газпрома», а замещающие объемы по схеме своп были бы направлены сначала в Кустанайскую область, а по мере газификации — в Акмолинскую,

Восточно-Казахстанскую, в пер­спективе — в Алма-Атинскую область и даже на экспорт в сосед­ние страны. Но КМГ в таком вариан­те пришлось бы инвестировать в строительство новых газопроводов, а Астане хочется получить возмож­ность экспорта без дополнительных инвестиций — с использованием российских трубопроводных и газоперерабатывающих мощно­стей. Поэтому от газотранспортной подготовки рынка под хвалынский газ Казахстан отказался, а не вписав­шийся в дедлайн 2015 года проект оказался зажатым в «клинче» проти­воположных позиций РФ и РК. Ситуация сложилась таким образом, что открыть Хвалынскому выход к реализации можно только путем принятия крупных решений, нам­ного масштабнее параметров и задач самого проекта.

На самом деле ясно, что на западном направлении возможно­стей для сбыта хвалынского газа нет. В организации продаж южным стра­нам Евразии «Газпром» добился экс­порта в Азербайджан, лоббирует наращивание пропускной способ­ности «Голубого потока» и строи­тельство «Турецкого потока». Все эти усилия направлены на то, чтобы уве­личить продажи «Газпрома», и реше­ние этой задачи в нынешней геопо­литической обстановке, мягко гово­ря, осложнено. В таком контексте «таскать каштаны» для сторонних акционеров «Каспийской нефтегазовой компании» и отдавать им часть рынка для «Газпрома» неприемлемо.

Более реалистично выглядят поставки газа с Хвалынского на вос­ток. В самом деле, производство газа в РК начнет снижаться с 2015 года примерно на 1-2 млрд. м³ в год, вну­треннее потребление продолжит рост по 0,3-0,7 млрд., так что в 2020-му ресурсы для экспорта у Казахста­на сократятся до 1,9 млрд. м³ (с млрд. в 2014-м). То есть через 5 лет у Казахстана не будет хватать метана не только для экспорта, но, возможно, и для самообеспечения. Такое положение будет, по собствен­ному казахстанскому прогнозу, пер­манентно ухудшаться до 2030 года...

В данной ситуации естествен­ным вариантом выглядит строитель­ство газопровода от Хвалынского до казахстанской ГКС Бейнеу или до магистрали САЦ-3. Оба эти транс­портных объекта должны быть соединены в 2017 году с веткой Бозой-Шимкент, связанной с дей­ствующим Трансазиатским газопро­водом в Китай. Но кроме газопровода потребуется еще построить и мощ­ности по подготовке газа, что снижа­ет вероятность реализации такого сценария.

 

«НЕФТЬ и КАПИТАЛ», №11, 2015г.

 

8.«Газпром нефть» ввела на Приразломном вторую добывающую скважину

 

«Газпром нефть» ввела в эксплуатацию на Приразломном место­рождении вторую добывающую скважину, дебит которой соста­вит 1,8 тыс. т/сут. Длина новой сква­жины — более 4,5 тыс. м, бурение вела компания «Газпром бурение».

После запуска скважины объем добываемой нефти в 2015 году уве­личится более чем в два раза по срав­нению с 2014 годом, когда на При­разломном было добыто 300 тыс. т нефти.

Приразломное нефтяное место­рождение расположено в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн. т. Лицензия на разработку Приразлом­ного месторождения принадлежит компании «Газпром нефть шельф», которая является дочерним обще­ством «Газпром нефти».

 

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

9.«Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию Южно-Приобский ГПЗ

 

 «Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию новый Южно-Приобский газоперерабатывающий завод. Запуск состоялся 3 сентября в Ханты- Мансийском автономном округе. Мощность переработки Южно - Приобского ГПЗ составит 900 млн. м³/г попутного нефтяного газа (ПНГ). Коэффициент извлечения целе­вых компонентов на ГПЗ превысит 95%, что соответствует современным мировым требованиям.

Южно-Приобский ГПЗ спроекти­рован НИПИГАЗом, ведущим рос­сийским центром по инжинирингу и управлению строительством пред­приятий нефтегазоперерабатываю­щей и нефтехимической отраслей. Завод построен по новейшим техно­логиям, с соблюдением всех требо­ваний в области производственной безопасности и охраны окружающей среды и с привлечением российских подрядных организаций.

Южно-Приобский ГПЗ станет одним из составных элементов раз­вития Западно-Сибирского нефтехи­мического кластера, предусмотрен­ного государственным Планом раз­вития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года.

 

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

10.Открыто крупнейшее месторождение газа на шельфе Египта

 

Итальянская Eniзаявила об обна­ружении самого крупного газово­го месторождения в Средиземном море. Согласно заявлению, их откры­тие является «супергигантским». Оно находится у побережья Египта.

Потенциал нового месторождения Zohrплощадью около 100 км² может  составить до 850 млрд. м³ газа, сообща­ет РИА Новости. «Zohrявляется крупнейшим место­рождением газа, когда-либо откры­тым в Египте и в Средиземном море», — подчеркивает Eni. В заявлении компании также отме­чается, что ее глава Клаудио Дескальци уже отправился в Каир, чтобы проинформировать об открытии прези­дента Египта. Также глава Eniобсудит открытие с премьер-министром стра­ны и с министром нефти и минераль­ных ресурсов.

«Когда супергигантское место­рождение будет разработано, оно сможет удовлетворять спрос Егип­та на природный газ в течение нескольких десятилетий», — заклю­чает Eni.

 

«Oil&Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

11.2016 год  - год качества в строительстве

 

Одним из основных путей к повышению эффективности компаний любого уровня ответственности и любого направления производственной деятельности, как на российском, так и на зарубежном рынках является система управления качеством.

ОАО «АК «Транснефть», являясь крупнейшей в мире трубопроводной компанией, уделяет особое внимание вопросам разработки и внедрения корпоративных механизмов управления качеством оказываемых услуг с целью обеспечения эффективной, безопасной эксплуатации и устойчивого развития системы магистральных трубопроводов.

Сформированная ОАО «АК «Транснефть» нормативная база охватывает все аспекты деятельности Компании. Номенклатура нормативных документов, устанавливающих требования к процедурам выполнения, контроля качества и совершенствования различных видов работ, насчитывает более 400 стандартов организации, в том числе по направлениям выполнения работ: при подготовке проектной документации и выполнении инженерных изысканий, экспертизе документации, производстве строительно-монтажных работ, их приемке, качеству изготавливаемых материалов и оборудования.

С целью разработки и внедрения современных методов управления, повышения конкурентоспособности и эффективности деятельности Компании в области строительно­монтажных работ, а также развития культуры качества работ в области строительства, в соответствии с требованиями межгосударственного стандарта ГОСТ ISO9001:2011 «Системы менеджмента качества. Требования» и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55048-2012 «Системы менеджмента качества. Особые требования по применению ГОСТ Р ИСО 9001-2008 в строительстве» Президентом ОАО «АК «Транснефть» подписан приказ №204 от 29.10.2015 о разработке и внедрении в ОАО «АК «Транснефть» и ОСТ системы менеджмента качества строительства (СМКС).

Данный приказ предусматривает поэтапное внедрение в ОАО «АК «Транснефть» и ОСТ системы менеджмента качества в строительстве с подготовкой следующих основополагающих документов:

-политики в области качества строительства;

-соглашений о качестве работ в области строительства между ОАО «АК «Транснефть» и ОСТ;

-руководства по качеству и т.д.

Основным вектором, направленным на изменение подхода к качественному выполнению строительно-монтажных работ на объектах Компании, должно стать формирование культуры строительного производства. Производить работы качественно, а не контролировать качество результата, когда работа уже выполнена, - таков базовый принцип, объявленный руководством ОАО «АК «Транснефть».

2016 год объявлен в приказе «Годом качества в строительстве». При этом качество выполнения работ признано высшим и неизменным приоритетом при выполнении строительно-монтажных работ.

Руководители структурных подразделений ОАО «АК «Транснефть» и генеральные директора ОСТ будут выполнять ключевую роль по внедрению и безусловному выполнению планируемых работ по развитию СМКС.

В течение всего 2016 года «ТТН» будет информировать читателей о том, как разрабатывается и внедряется в ОАО «АК «Транснефть» система менеджмента качества строительства.

«Трубопроводный транспорт нефти», №11, 2015г.

 

12.Взгляд в завтрашний день

 

В октябре 2015г. в Москве состоялось расширенное  совещание Совета потребителей по вопросам деятельности ОАО «АК «Транснефть». Его участники рассмотрели вопросы дальнейшего развития трубопроводной системы компании. В совещании приняли участие представители Министерства энер­гетики РФ, ФАС РФ, ТПП России, нефтяных компаний, научных организаций, ведущие отраслевые эксперты. ОАО «АК «Транснефть» представ­ляли первый вице-президент компании Максим Гришанин, вице-президент Павел Ревель-Муроз, заместитель вице-прези­дента — директор департамента транспорта, учета и качества нефтепродуктов Владимир Назаров, заместитель вице-прези­дента — директор департамента экономики Павел Сериков.

 

Новая стратегия

В своем докладе первый вице-президент компании Мак­сим Гришанин подчеркнул, в частности, что «Транснефть» после 2020 года сконцентриру­ется на вопросах управления качества нефти в трубопро­водах и повышения гибкости системы.

—         К 2020 году мы завер­шим наши основные инвест­проекты, — пояснил он. — На востоке к этому време­ни «Транснефть» закончит основную фазу расширения нефтепровода Восточная Си­бирь — Тихий океан (ВСТО-1 и ВСТО-2), завершит строительство магистралей Заполя­рье — Пурпе и Куюмба — Тайшет.

Ключевую роль на вос­точном направлении сейчас играет порт Козьмино. Изна­чально он проектировался на перевалку 30 млн. т, в этом году будет перекачано нефти больше проектного объема, а в следующем запланирова­но перевалить уже 31 млн. т. Очередные дноуглубитель­ные работы дадут возмож­ность принимать танкеры еще большего водоизмеще­ния.

С завершением восточных инфраструктурных инвести­ционных проектов система станет сбалансированной.

—         Наши усилия будут со­средоточены на увеличении возможностей направлять потоки на те направления, которые станут востребованы потребителями, — отметил Максим Гришанин. — Миссия «Транснефти» — предостав­лять качественную инфра­структурную услугу всем участникам рынка.

Первый вице-президент компании озвучил прогноз ОАО «АК «Транснефть» по до­быче нефти, согласно которо­му к 2020 году этот показатель практически сохранится на уровне 520 — 525 млн. т. При этом объем транспортировки сырья по магистральным тру­бопроводам возрастет ориен­тировочно с 479 до 487 млн. т.

—         Прием нефти новых месторождений обеспечат магистрали Заполярье — Пурпе и Куюмба — Тайшет. Увеличение транспортировки сырья также будет обеспечено за счет расширения мощно­стей трубопроводной системы ВСТО и отвода в направлении КНР, — сказал он.

Немаловажной задачей Максим Гришанин назвал сохранение статуса Российской Федерации как страны, обеспечивающей транзитные поставки углеводородов. «Транснефть» со своей сто­роны создает все необходи­мые условия для увеличения объемов транспортировки нефти в сопредельные госу­дарства.

—         Необходимо постоян­но заниматься поддержкой этого статуса. Мы всячески будем поддерживать кон­курентоспособность наших портов и экспортных направлений, — заявил первый вице-президент.

 

На высокую серу есть управа

—         Вопросы управления качеством нефти, — обратил особое внимание Максим Гришанин, — будут опреде­лять возможности «Транс­нефти» в части капиталовложений в ближайшие пять — семь лет.

По его словам, проблема качества нефти требует не­медленного решения.

—         На фоне стабильной сдачи малосернистого и сер­нистого сырья резко увеличи­вается сдача нефти с высоким содержанием серы, — под­черкнул первый вице-президент компании.

Это означает, отметил он, что возможности «Транснеф­ти» в управлении качеством нефти на западном экспорт­ном направлении становятся ограниченными. Именно поэтому предусматривается выделение высокосернистого направления в порт Усть-Луга. При этом перспектив­ный проект по выделению отдельного потока — наибо­лее оптимальное решение для Российской Федерации.

—         Нам для этого практиче­ски ничего не надо, — сделал акцент Максим Гришанин. — Выделяется отдельная ветка Балтийской трубопроводной системы в так называемый высокосернистый поток. Не нужно практически никаких инвестиций. Все мероприятия без труда можно включить в программы технического перевооружения и текущего ремонта. Не стоит пугаться и названия «высокосернистый поток». Сырье с уровнем со­держания серы в пределах 2,2 — 2,25% — это дубайский сорт нефти!

Вместе с тем, по его сло­вам, для стабилизации ка­чества нефти в системе АК «Транснефть» запущен в эксплуатацию проект ре­конструкции магистральных нефтепроводов Туймазы — Омск — Новосибирск (ТОН-1 и ТОН-2), предназначенный для транспортировки высоко­сернистой нефти в восточном направлении. Компания также приступила к реализации проекта по строительству перемычки Нижневартовск — Александровское мощностью 18 млн. т, которое планиру­ется реализовать в 2018 году. Осуществляется реконструк­ция нефтеперекачивающих станций (НПС) в Тихорецке, Самаре, Горьком, Альме­тьевске, Перми, Самотлоре, Омске, Сургуте, Александров­ском и оснащение их система­ми компаундирования.

Добывающая компания про­финансирует расширение к 2018 году нефтепровода Ухта — Ярославль для приема тяже­лых высоковязких сортов нефти с Ярегского месторож­дения. Еще один проект — ре­конструкция объектов ТОН-2 для обеспечения поставок сырья в Казахстан. Уже в этом году совершаются пробные поставки, которые необходи­мы для увеличения переработ­ки на Павлодарском заводе.

До сих пор мы соеди­няли потоки нефти разного качества, как хозяйка варит суп — добавит соли, переме­шает, попробует, — образно описал сложный технологический процесс Максим Гриша­нин. — Теперь мы создаем современный автоматизиро­ванный комплекс управления смешением нефти нужного качества.

Создана и автоматизирован­ная оперативная система учета нефти. Ее уже внедрили в двух дочерних обществах компании. До 2020 года реконструкции подлежат 74 объекта. Это самая масштабная в истории «Транс­нефти» программа по переоснащению системы станциями узлов учета.

—         Все эти мероприятия позволят забыть о проблеме качества нефти на ближайшие двадцать лет, — резюмировал Гришанин.

 

Нефтепродукты - в зоне особого внимания

Говоря об исполнении дол­госрочной программы разви­тия компании, Максим Гриша­нин особое внимание уделил продуктопроводной системе. Не секрет, что инфраструкту­ра магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) недо­статочно развита. Например, в США доля светлых продуктов в суммарном грузообороте трубопроводного транспорта составляет 51%, а в России — лишь 3%.

—         К 2020 году необходимо существенно, а именно на 80%, увеличить транспортировку нефтепродуктов, развить су­ществующие и новые экспорт­ные направления, — под­черкнул первый вице-прези­дент компании. — К 2020 году, как ожидается, мы примем в трубу на 25 млн. тонн нефте­продуктов больше. Увеличе­ние будет достигнуто на фоне завершения реконструкции нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) России с учетом внедрения высокосернистого потока, перехода крупных НПЗ к выпуску топлива «Евро-5» и экономического отмирания мини-НПЗ.

Теме развития МНПП был посвящен и подробный доклад заместителя вице-президента — директора департамента транспорта, учета и качества нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефть» Владимира На­зарова. Касаясь проекта «Юг», он сообщил, что нефтяные компании подтвердили для него ресурсную базу в объ­еме 11 млн. т в год. Основой развития магистралей про­дуктопроводной системы станет перепрофилирование нефтяных трубопроводов на некоторых направлениях под транспортировку нефтепро­дуктов. Другой масштабный инвестпроект — нефтепродуктопровод «Север».

—         К 2020 году объемы транспортировки по систе­ме «Север» увеличатся до 25 млн. т. Ресурсная база про­екта подтверждена, и рынок свидетельствует, что данное направление будет экономи­чески эффективным и для добывающих компаний, и для «Транснефти», — заявил Вла­димир Назаров.

Он также подробно рас­сказал о проекте расширения поставок нефтепродуктов для обеспечения потребностей Московского региона и сто­личного авиационного узла.

В результате его реализации в регион будет транспортиро­ваться более            14 млн. т нефте­продуктов: бензина, дизельно­го и авиационного топлива.

—         Наша стратегия не ограничивается 2020 годом, — сообщил Назаров. — Мы смо­трим на перспективу. Видим, что есть еще дополнительная ресурсная база с возможно­стью подключения Саратов­ского и Орского НПЗ. Рассма­триваем проект увеличения приема дизельного топлива с Пермского НПЗ путем строи­тельства продуктопровода Андреевка — Альметьевск. Это позволит переориентировать наши грузопотоки и увеличить ресурсную базу дизельного топлива.

Подводя итоги совещания, председатель Совета потре­бителей Юрий Шафраник отметил, что АК «Транснефть» успешно справляется со сво­ими задачами. И подтвердил, что всестороннее обсуждение с привлечением потребителей услуг компании и широкого круга общественности имеет положительное влияние на развитие всей нефтяной про­мышленности.

 

Беседовал Вячеслав Степовой,

 «Трубопроводный транспорт нефти», №11, 2015г.

 

13.Антон Инюцин: «Многим в стране и за рубежом есть чему поучиться у «Транснефти»

 

Антон Юрьевич, недавно состоялось четвертое за­седание совета правления Международной Ассо­циации транспортировщиков нефти. На нем было принято решение о вхождении в состав участни­ков ассоциации АО «КазТрансОйл», достигнута договоренность о том, чтобы пригласить нефтяные компании Китая, Бразилии и Мексики. Каковы, на Ваш взгляд, перспективы этого международного трубопроводного клуба?

На мировом рынке уже много лет успешно работают объединения импортеров и экспор­теров углеводородов. Нефтетранспортным компаниям тоже необходимо координировать усилия, чтобы создавать условия для эффек­тивного развития своих предприятий, для укрепления стабильности международного нефтяного рынка. Поэтому создание подобно­го клуба выглядит вполне логичным и своевре­менным.

Очень важно, что на ассоциацию «есть спрос» — присоединяются новые члены, рас­ширяется география участников. Еще в апреле этого года в ассоциации было только четыре полноправных участника, а сейчас их уже шесть. Динамика, учитывая традиционную консервативность трубопроводных компаний, очень хорошая.

За деятельностью нового международного клуба наблюдают трубопроводные компании Германии, Польши, Азербайджана, Балканских стран. По количеству заинтересованных стран, которые еще не приняли решения об участии в ассоциации, чувствуется большой потенциал этой идеи. Важен и тот факт, что география, судя по всему, не ограничится европейским направлением, а обещает стать действительно мировой.

На начальном этапе одним из ключевых направлений работы ассоциации стало взаи­модействие в вопросах стандартизации, обмен опытом по увеличению эффективности пере­качки, что в том числе позволит компаниям - участницам повысить конкурентоспособность. В будущем члены клуба могли бы сосредото­читься на проведении бенчмаркинга и оценки рисков.

Также важно отметить, что члены ассоциа­ции уделяют внимание и вопросам энергоэф­фективности. В этом году членами ассоциации по предложению ОАО «АК «Транснефть» было принято решение о создании рабочей группы по энергоэффективности на базе ООО «НИИ Транснефть».

Одна из важнейших задач Евразийского эконо­мического союза - формирование к 2025 году

общих рынков нефти и нефтепродуктов. Как это скажется на России и наших партнерах?

С одной стороны, участники Союза смогут не только снизить негативные последствия глобальной нестабильности, но и активно по­зиционировать себя на внешних рынках.

С другой — повысится конкуренция между компаниями — участниками общего рынка нефти и нефтепродуктов самого ЕАЭС, что в конечном счете положительно скажется на всей нефтяной отрасли. Евразийский экономи­ческий союз обладает мощным потенциалом, который необходимо максимально эффектив­но использовать.

Формирование новых независимых междуна­родных институтов становится трендом сотрудни­чества стран с возрастающей ролью в мировой экономике. Насколько важны такие процессы? Какие существующие удачные примеры Вы бы отметили?

В последнее время в области мировых фи­нансов активно обсуждается идея создания независимых от политических предпочтений рейтинговых агентств. К ней можно отнести создание двустороннего российско-китай­ского рейтингового агентства либо многосто­ронних — в рамках БРИКС и ШОС.

Создается Азиатский банк инфраструк­турных инвестиций, который также может дополнить существующую международную финансовую архитектуру. Возникает необ­ходимость в формировании позиции, не­зависимой от политической воли крупных государств или экономических интересов крупнейших корпораций.

Энергетическая сфера играет огромную роль в жизни планеты и экономическом раз­витии стран. Поэтому создание подобных структур целесообразно и в этой области.

В условиях высокой волатильности мировых цен на энергоресурсы, расширяющейся прак­тики нарушения международного права, при­менения мер ограничения, введения санкций в этом секторе лидеры стран БРИКС отметили необходимость углубления и институциона­лизации энергетического сотрудничества в рамках своего объединения.

БРИКС — молодой альянс, но он уже смог зарекомендовать себя как существенный кон­структивный элемент изменяющейся мировой архитектуры. За короткое время своего суще­ствования он многого достиг, поднявшись в политическом и экспертном мнении ведущих экономик мира. Подобные международные ор­ганизации играют не последнюю роль в обеспе­чении мировой энергетической безопасности.

Будут ли корректироваться энергетические планы России в связи с возможным резким разворотом на Восток?

Прежде всего, хотел бы отметить, что речь идет о долгосрочной стратегии расширения

бизнеса, и здесь Восток — один из приоритетов. Уже в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной в 2009 году, предусматривалось увеличение доли восточно­го направления в структуре экспорта жидких углеводородов с 8 до 22 — 25% к концу третьего этапа ее реализации.

Осуществляется диверсификация направле­ний вывоза нефти и нефтепродуктов. Все идет в логике, предусмотренной стратегией разви­тия отрасли. В последнее время наблюдалась тенденция снижения экспорта сырья при на­ращивании экспорта нефтепродуктов. Но при снижении экспорта на традиционные рынки Европы и стран СНГ экспорт нефти в страны АТР увеличился более чем в три раза.

Завершение строительства магистралей Заполя­рье - Пурпе и Куюмба - Тайшет даст возможность увеличить добычу в новых регионах. Нефти станет больше, но куда она пойдет? Сможет ли Россия гибко реагировать на быстро меняющуюся в мире политическую и экономическую обстановку, ди­версифицируя транспортные маршруты?

Давайте начнем с небольшого экскурса в историю вопроса. Добыча нефти с конденса­том с 2008 года — момента начала реализации Энергетической стратегии — 2030 — увеличи­лась почти на 8%. Началось реальное широко­масштабное освоение месторождений Восточ­ной Сибири и Якутии.

Ввод в разработку Ванкорского, Верхнечон­ского, Талаканского и Северо-Талаканского месторождений обеспечил увеличение добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке бо­лее чем в четыре раза по сравнению с уровнем 2008 года. Началась разработка Приразломного месторождения, осуществлялись мероприятия по освоению других шельфовых месторожде­ний.

За эти годы в эксплуатацию введены первая и вторая очередь трубопроводной системы ВСТО — до порта Козьмино, нефтепровод Сковородино — Мохэ — Дацин, в европейской части страны в промышленную эксплуатацию введе­на трубопроводная система БТС-2, что обеспе­чило возможность экспорта, минуя транзит по территории других стран. В новых нефтедобы­вающих районах создана магистраль Пурпе — Самотлор, идет строительство нефтепроводов Заполярье — Пурпе и Куюмба — Тайшет.

Ввод ВСТО в эксплуатацию позволил переориентировать часть западносибирских ресурсов на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, создать необходимую инфраструкту­ру для освоения новых месторождений Вос­точной Сибири и Дальнего Востока, что дало возможность нефтяным компаниям наращи­вать объемы добычи на существующих место­рождениях и разрабатывать новые. За период с 2010 по 2015 год объем нефти, сдаваемой в ВСТО, вырос на 203%.

В результате запуска ВСТО доля Восточной Сибири и Дальнего Востока в общероссийской добыче достигла 12% и продолжает расти.

В ближайшие годы эта тенденция сохранится, и к 2025 году доля этих регионов может превы­сить 20%. При этом активные работы по дивер­сификации транспортных маршрутов позволят полностью снять риски остановки любого из экспортных направлений, а также обеспечить гибкость в выборе наиболее прибыльных на­правлений экспорта.

Минэнерго России, привлекая широкий круг экс­пертов, разрабатывает Энергетическую стратегию России до 2035 года. Каковы ее основные цели и ключевые показатели?

Особое внимание в проекте Энергостра­тегии до 2035 года уделено теме энергосбере­жения и энергоэффективности. Например, за счет применения энергосберегающих техно­логий почти при двойном росте внутреннего валового продукта к 2035 году потребление первичной энергии увеличится менее чем на 20%. Удельная энергоемкость ВВП снизится более чем на 50%.

Ключевая цель Энергостратегии — это прежде всего переход энергетического сектора страны через его структурную трансформацию на качественно новый уровень, обеспечивающий динамичное социально-экономическое развитие России.

Говоря о структурной трансформации, мы имеем в виду изменение качественной и возрастной структуры основных производ­ственных фондов за счет ускоренной модер­низации, увеличение доли высокопроизво­дительных рабочих мест, развитие рыночной конкурентной среды, а также увеличение доли продукции ТЭК с высокой степенью переработки, потребляемой как внутри стра­ны, так и экспортируемой. Немаловажное значение имеет и повышение экологических стандартов продукции, вопросы импортозамещения.

Эти ключевые структурные изменения будут способствовать повышению инвестици­онной привлекательности отрасли, переходу к энергетике нового поколения с опорой на самые передовые технологии и высокоэффек­тивное использование как традиционных, так и других источников энергии.

«Транснефть» тоже проводит активную политику в сфере энергоэффективности. Как Вы оцениваете результаты компании?

Компания постепенно выходит на лучшие в мире показатели удельных затрат электро­энергии на тонну перекачанной нефти. Например, общая экономия от реализации энергосберегающих мероприятий ОАО «АК «Транснефть» в первом полугодии 2015 года составила 20,2 тыс. тонн условного топлива на сумму 408 млн. руб. Компания является лидером в области повышения энергоэффек­тивности в стране.

«Транснефть» реализует политику повыше­ния энергетической эффективности с 2009 года. На период до 2020 года разработана Программа энергосбережения и повышения энергоэффек­тивности, которая согласована Министерством энергетики в мае текущего года.

В дальнейшем предстоит продолжить работу по снижению затрат на энергоресурсы, по­требляемые на перекачку и добычу нефти, по синхронизации с нефтяниками вводов новых проектов и ритмичной работе с покупателями и портами.

 

Беседовал Вячеслав Степовой,

 «Трубопроводный транспорт нефти», №11, 2015г.

 

14.Реки впадают в моря

 

С 2016г. АО «Транснефть-Подводсервис» возьмёт под свой контроль проведение работ по техническому  диагностированию и ремонту причальных и береговых сооружений на морских терминалах компании. При этом предприятие, продолжив строительный контроль прокладки новых подводных переходов, станет заниматься и экспертизой их проектов.

Генеральный директор АО «Транснефть — Подводсервис» Александр Груздев говорит о новом направлении работы — кон­троле за техническим диа­гностированием и ремонтом, как о «серьезном, сложном и интересном».

—         В настоящее время в портах работы по диагности­ке и ремонту портовых со­оружений, находящихся под водой, выполняют подрядные организации. В целях повыше­ния качества указанных работ и, как следствие, повышения уровня безопасности эксплу­атации портовых сооружений компанией принято решение о проведении контроля за указанными работами силами специалистов «Подводсервиса». Наш опыт позволит нам освоить такую работу в портах, — поясняет он.

Впечатляет и фронт работ, и их география, и, конечно, груз ответственности, кото­рый предстоит принять на свои плечи подводникам.

—         Проехали от Черного моря до Тихого океана, посмо­трели причальные сооруже­ния в Новороссийске, в порту Козьмино, — рассказывает главный инженер АО «Транс­нефть — Подводсервис» Сергей Самойленко. — До этого побывали на Балтике, нетерминалах «Транснефти» в порту Приморск. Материа­лов собрали очень много.

Надо все посмотреть, разо­брать, обдумать.

Специалисты «Подводсервиса» с начала августа вели контроль за проведением дноуглубительных работ при­чала № 10 в порту Приморск.

В октябре под надзором наших специалистов будут выпол­няться работы по строительству подходной дамбы второго причала в порту Козьмино.

Тем временем в главном офисе предприятия в Ниж­нем Новгороде полным ходом идет разработка необходимых мероприятий, которые будут представлены на утверждение в компанию. Предстоит опре­делить структуру, подготовить нормативную документацию, критерии обследований, ме­тодику.

 

Контроль и экспертиза

Пока выстраивается будущая стратегия контро­ля за выполнением работ на морских терминалах, «Подводсервис» продолжает за­ниматься привычной работой. Предприятие участвует во всех инвестиционных про­ектах компании, осуществляя строительный контроль при прокладке подводных перехо­дов магистральных трубопро­водов (ППМТ). «Куюмба — Тайшет», «Заполярье — Пурпе», расширение «ТС ВСТО» — все знаковые проекты прове­рены подводниками. Строи­тельный контроль охватывает весь цикл подводно-техни­ческих работ. Он ведется на каждом этапе — от разработки траншеи до ее засыпки. После завершения разработки гео­дезисты, гидрологи и водо­лазы проверяют траншею приборами и, если отклоне­ний нет, выдают разрешение на протаскивание дюкера. После протаскивания они выполняют замеры, насколько точно легла труба на проект­ные отметки, дают команду на засыпку. А затем водолазы снова спускаются под воду, чтобы проверить глубину залегания трубы, а заодно и акваторию — на предмет по­сторонних объектов.

Этой работой заняты все подразделения АО «Транснефть — Подводсервис», в том числе Брянский и Самарский филиалы, Омский региональ­ный центр. Самое крупное подразделение, расположен­ное вне Нижнего Новгоро­да, — Омский региональный центр, у него есть управле­ния подводно-технических ра­бот в Уфе, Тюмени, Томске и Нефтеюганске.

Сейчас, помимо контроля за строительством подводных пе­реходов магистральных трубо­проводов, «Подводсервис», по поручению компании, готовит­ся взять на себя и экспертизу проектов подводных переходов. За годы работы собрана огром­ная база данных по гидрологии, геодезии, русловым процессам. И кому, как не подводникам, советовать проектировщикам, как улучшить проект в соответ­ствии с происходящими про­цессами и свойствами тех или иных водных преград. Выявив ошибки еще на стадии проекта, можно будет избежать их на этапе строительства.

В этом году подводники ос­воили еще одно направление деятельности — теперь они проверяют, насколько качественно подходят дочерние общества к эксплуатации и об­служиванию подводных пере­ходов. Сегодня инспекторы «Подводсервиса» дают оценку техническому состоянию ППМТ по тринадцати пара­метрам. Кроме регламентных работ, выполненных непо­средственно на трубопроводе, проверяется все — электрика, телемеханика, камера СОД, высоковольтные линии.

 

Новый год на болоте

Строительно-монтажные работы — наиболее сложный и трудозатратный вид деятель­ности «Подводсервиса». Это вотчина службы подводно-тех­нических работ (СПТР).

—         Основная наша работа — устранение дефектов в рам­ках программы технического перевооружения, реконструк­ции и капитального ремонта (ТПРиКР), — рассказывает заместитель начальника СПТР Алексей Воронцов. — Рабо­таем в тесном контакте с пе­рекачивающими предпри­ятиями, подстраиваясь под их графики. Год, как правило, начинаем на болотах, и весь первый квартал мы в них про­водим, а летом уже выезжаем на большие реки.

Базируется СПТР в Нижнем Новгороде, но ездят ее сотруд­ники по всей стране. В службе пять участков. На каждом — по­стоянная водолазная станция. Три сварочно-монтажные бри­гады выезжают на участки для монтажа муфт. Из двенадцати месяцев восемь они проводят в командировках, практически непрерывно переезжая с объ­екта на объект. Объем и фронт работ увеличиваются с каждым годом. Этому в немалой степени поспособствовала новая герметизирующая камера — ГК-25, созданная в результате реализации опытно-конструкторской работы в рамках выполнения «Сводного плана НИОКР ОАО «АК «Транс­нефть». Она позволяет устра­нять дефекты на глубине до 25 метров, протяженностью до 11 метров. Летом прошло­го года камера впервые была включена в производственный процесс и с тех пор работает практически без перерыва. Очередь на ее использование расписана на год вперед.

 

В режиме скорой помощи

Еще одна функция «Подводсервиса» — ликвидация аварийных дефектов трубо­провода на подводных пере­ходах. Основная нагрузка здесь тоже ложится на СПТР. Средств на обеспечение безопасности компания не жалеет. Пример тому — муфта ремонтная самогерметизирующаяся (МРС). Это мор­ская технология устранения аварий, которую подводники решили распространить на реки. Первые ее образцы были закуплены и испытаны еще три года назад. Теперь в Нижнем Новгороде на пло­щадке «Подводсервиса» хра­нится целый парк муфт, кото­рые можно использовать на трубах всех существующих в системе диаметров.

—         Общие технические тре­бования под эти муфты мы сос­тавляли вместе с «Диасканом», — вспоминает Александр Груз­дев. — Усовершенствований сделали много. Впервые по­добные муфты произведены

диаметром более 720 мм. Зона заделки дефекта такой муфты составляет два метра, а у муфт диаметром 1020 и более — три метра (у серийных, кстати, один метр). Муфты могут ис­правлять исходную геометрию трубы в месте дефекта. Для этого их оснастили фиксаторами-деовализаторами, которые действуют по прин­ципу мощных гидравлических тисков. И что очень важно — оборудование многоразовое. То есть после того, как муфта выполнила свою функцию и на подводном трубопроводе выполнен постоянный метод ремонта, ее можно демонти­ровать, провести техническое обслуживание и отправить обратно на хранение.

Технология применяется для скорейшего устранения аварии в первую очередь на однониточных подводных переходах, авария на которых грозит полной остановкой перекачки. Монтаж муфты производится в полтора-два раза быстрее ремонта с применением герметизирующих камер, а при сквозном дефек­те делает ее незаменимой.

При этом она полностью восстанавливает несущую способность трубы. Для опе­ративного взаимодействия АО «Транснефть — Подводсервис» и ОСТ по доставке муфты к месту ее установки разработаны специальные маршруты, причем для каж­дого перехода, где они могут понадобиться. Также разрабо­таны мероприятия по монтажу МРС, в которых просчитано все: от разработки подводного котлована до времени доставки муфты и ее установки. Предельное время ликвидации дефекта — 72 часа.

В скором времени подвод­никам должна помочь еще одна новая разработка «Под­водсервиса» — монтажная площадка, которая с привле­чением средств АО «Транс­нефть — Приволга» изготав­ливается на одном из тюмен­ских судостроительных за­водов.

—         Это будет хорошим подспорьем нам не только при ликвидации аварийных ситуа­ций, но и в текущей работе, — говорит Алексей Воронцов. — С площадки можно работать как на большой воде, так и на заболоченных участках даже в межсезонье. Это плаваю­щий комплекс, состоящий из нескольких модулей. Монтаж­ный модуль, на котором раз­мещены механизмы большой грузоподъемности, — до трид­цати тонн. Модуль обеспече­ния, на котором размещены дизель-генератор, обеспечи­вающий электроэнергией все механизмы, и контейнер с водолазным оборудованием.

С этого модуля осуществля­ются водолазные спуски и выполняются все подводно-­технические работы. Транс­портный модуль предназначен для транспортировки ремонтных конструкций и приспосо­блений — гермокамер, МРС и другого оборудования — к месту производства работ. Буксир предназначен для буксирования вышеперечис­ленных модулей и доставки людей. Каждый модуль разборный, состоит из понтонов. Такая конструкция позволяет оперативно перебрасывать монтажную площадку авто­мобильным и другими видами транспорта без оформления специальных разрешений по габаритам и массе к месту производства работ.

 

Универсальный водолаз

Основа «Подводсервиса» — водолазная служба: 18 водо­лазных станций, 70 подвод­ников. Все они обеспечены самым современным основ­ным и вспомогательным обо­рудованием, новые закупки делают каждый год. Бессмен­ный руководитель службы на протяжении долгих лет — Сергей Вальченко. В систе­ме «Транснефти» он уже 30 лет, вся жизнь — сплошная командировка. Застать его в кабинете в Нижнем практически невозможно, да мы и не надеялись. Встречаемся на обследовании подводного пе­рехода Куйбышев — Брянск, недалеко от Самары.

Радушный хозяин Вальчен­ко понимающе улыбается. За шесть лет, которые прошли с тех пор, как мы познако­мились, он, кажется, совсем не изменился: все так же бородат, деловит — образец серьезности, если бы не хи­троватый прищур смеющихся глаз. А вот дел у главного водо­лаза стало явно больше.

—         Объем работы увеличил­ся, да и территория обслужи­вания тоже, — говорит Сер­гей Вальченко. — Приба­вились продуктопроводы. Первое время с ними моро­ки много было — до нас ведь никто за ними особенно не следил. Сейчас наводим по­рядок.

Водолазы, по его словам, настоящие универсалы. Могут работать на любом направ­лении, будь то диагностика, стройнадзор или строительно­монтажные работы. Высокий уровень профессионализма достигается постоянной подготовкой и повышением квалификации с ежегодной проверкой знаний. Сотруд­ники службы, которые сами каждый год проходят аттеста­цию в Санкт-Петербургской школе водолазов, могут аттестовать и обучать своих подопечных.

—         Мы обучили водолазно­му делу и рабочих, которые работают в гермокамерах, чтобы они умели ориентиро­ваться в любой ситуации, — говорит начальник службы. — Безопасность у нас на первом месте.

Водолазы теперь не при­вязаны к определенным партиям, могут работать на разных участках. И ездят не партиями, а бригадами. Например, приехали геодезисты и гидрологи, отработали и по необходимости вызывают водолазов. Такая система намного удобней, экономит время и затраты.

—         Мы стали гораздо мень­ше спускаться на обследова­ние просто потому, что со­временные приборы могут многое видеть и с поверхно­сти, — объясняет Вальченко. — И только когда возника­ет какой-то вопрос, подклю­чается водолаз. Но коман­дировок все равно много. За прошлый год посчитал: дома был четыре месяца и два дня.

 

 

Каждому по паспорту

Облегчает жизнь «Подводсервису» и еще одна инно­вация. Это автоматизирован­ная информационно-анали­тическая система контроля технического состояния под­водных переходов магистраль­ных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (АИСПП), разработанная в результате реализации опытно-конструк­торской работы в рамках вы­полнения «Сводного плана НИОКР ОАО «АК «Транс­нефть» при непосредственном участии самих подводников.

—         Мы собрали полную базу данных подводных переходов трубопроводной системы АК «Транснефть» и оформили на каждый переход свой паспорт, — рассказывает Сергей Самойленко. — Сегодня все паспорта ведут­ся в электронном формате.

В них вносится вся информа­ция по любым действиям на переходе.

Пока у АИСПП в основ­ном контрольная функция, но подводники продолжают ее совершенствовать.

—         Мы хотим, чтобы этот продукт был установлен на планшетных компьютерах наших сотрудников, работа­ющих на местах и осущест­вляющих экспертную оценку технического состояния под­водных переходов, — про­должает Самойленко. — Ког­да это случится, мы сможем полностью уйти от бумажных донесений.

Тогда действительно все будет происходить в режиме реального времени: сотруд­ник произвел проверку и тут же заполнил электронные формы документов, синхронизировавшись с центральной системой.

—         Сегодня лишь с десяток подводных переходов не име­ют гарантийного срока, кото­рый мы выдаем после каждой проверки, диагностики или строительно-монтажных ра­бот, — говорит Александр Груз­дев. — Это в основном трубо­проводы, сваренные еще в со­ветское время с отступлени­ями от существующих норм. Самые распространенные из них — трубопроводы с подклад­ными кольцами. Но компания планово меняет эти трубы, и скоро их не останется совсем.

 

Вадим Оноприюк,«Трубопроводный транспорт нефти», №10, 2015г.

 

15.Роль и значение малотоннажного производства сжиженного природного газа для Российской Федерации

            

Малотоннажное производство сжиженного природного газа (СПГ) занимает значительное место в структуре мировой индустрии СПГ, однако в России его развитие находится на начальном этапе. В статье проводится анализ роли малотоннажного СПГ в мировой энергетике и рассматриваются его перспективы в Российской Федерации. Показана роль СПГ в покрытии пикового спроса на природный газ, газификации удаленных регионов, монетизации малых и средних месторождений природного газа, реализации проектов плавучих заводов СПГ, утилизации угольного метана и попутного нефтяного газа и применении в каче­стве моторного топлива для различных видов транспорта и техники. Сделаны выводы о значении малотоннажного СПГ для РФ как фактора надежности энер­гообеспечения регионов, роста жизненного уровня населения, оздоровления экологии, повышения энергобезопасности, а также обеспечения национальной безопасности Российской Федерации, особенно в районах Арктики.

Сжиженный природный газ (СПГ) полу­чают на заводах, производительность которых варьируется от нескольких тысяч до нескольких десятков миллионов тонн в год. В зависимости от производи­тельности различают:

—            крупнотоннажные заводы с производи­тельностью свыше 3 млн. т СПГ в год;

—            среднетоннажные заводы с производи­тельностью от 1 млн. до 3 млн. т СПГ в год;

—            малотоннажные с производительностью менее 1 млн. т СПГ в год.

Основное мировое производство СПГ сосредоточено на крупнотоннажных заводах, назначение которых - поставки СПГ на миро­вые рынки. Средне- и малотоннажное производство СПГ нацелено на межрегио­нальную торговлю и на удовлетворение спроса на внутреннем рынке.

Малотоннажное производство сжижен­ного природного газа занимает все более значительное место в структуре мировой ин­дустрии СПГ. Это связано в первую очередь с расширением областей применения как непосредственно природного газа, так и его жидкой формы - СПГ. Кроме того, в общей структуре мировой торговли сжиженным природным газом увеличивается доля межрегиональной торговли СПГ в малых объемах. Пример - поставки СПГ с мало­тоннажного завода NordicLNGв Норвегии на малотоннажный приемный терминал Nynashamnв Швеции.

За последний год снижение цен на нефть, а вслед за этим и на природный газ, сделало нерентабельной реализацию целого ряда проектов крупнотоннажных заводов СПГ. Самый дорогой рынок - Азиатско-Тихо­океанский - просел в 1,5 раза: цены на СПГ в Японии с 15,75 долл. за миллион британ­ских тепловых единиц - MMBtuв 2014г. (что соответствует 805,61 долл/т СПГ или 630 долл/1000 м³ газа) упали в начале 2015 г. до 9-10 долл. (что соответствует 460,35- 511,5 долл/т СПГ или 360-400 долл/1000 м³ газа). Приостановлены проекты в Австралии, США, Канаде и других странах.

Наличие крупных месторождений газа и желание добывающих компаний любы­ми средствами вовлечь их в разработку вынуждает менеджмент компаний пересматривать стратегию и искать решения, снижающие финансовые риски. Так, для добывающих компаний в условиях низких цен на природный газ все более привлекательными становятся проекты малотон­нажных заводов СПГ. Для этого существует несколько причин.

Во-первых, капитальные вложения в ма­лотоннажное производство СПГ в абсолют­ном исчислении значительно меньше, чем в крупнотоннажный завод. Строительство большого числа малотоннажных устано­вок в Китае продемонстрировало более низкие значения удельных капитальных затрат: 500 долл/т производимого СПГ по сравнению с 1500 долл., типичных для крупнотоннажного завода. Следовательно, для малотоннажного проекта более реально получить финансирование.

Во-вторых, срок строительства малотон­нажного завода меньше, чем крупнотоннаж­ного. Установку СПГ производительностью до 1 млн. т/год можно построить за 1 -3 года, в то время как средний срок строительства крупнотоннажного завода СПГ составляет 5 лет.

В-третьих, у малотоннажных проектов более короткий срок окупаемости. По дан­ным аналитиков компании BTIG(Нью-Йорк), проект стоимостью 2,5 млрд. долл. может окупиться за 3-5 лет, тогда как срок оку­паемости проекта в 60 млрд. долл. может составить 12-15 лет.

Наряду с преимуществами, которые по­являются у малотоннажного производства СПГ, особенно в условиях кризиса, перед средне- и малотоннажным производством сжиженного природного газа в мировой энергетике стоит целый ряд задач, о которых следует поговорить подробно.

 

Покрытие пикового спроса на природный газ

Исторически малотоннажное производ­ство СПГ возникло в форме установок для покрытия пикового спроса на природный газ (PeakShavingPlants). Неравномерность потребления природного газа в течение года вызывает проблемы временного хранения излишков газа в период низкого спроса и нехватки газа в период высокого спроса. Проблему временного хранения излишков газа частично решают подземные хранилища, куда природный газ закачивают под большим давлением. Но они не всегда решают проблему пикового спроса на газ, когда объемы потребления возрастают в несколько раз по сравнению со сред­негодовым значением. Такие всплески характерны для особо холодных зимних дней, когда требуется больше тепловой и электрической энергии для социальной и производственной сферы, и особо жарких летних дней, когда возрастает нагрузка на электросети из-за повсеместного использования установок для охлаждения различного назначения (жилые, производственные и другие помещения, хранение продуктов питания и т. д.).

СПГ обладает несомненным преиму­ществом перед компримированным природным газом (КПГ): при сжижении объем газа уменьшается в 600 раз, тогда как при сжатии - всего в 200-250 раз. В изо­термический резервуар для хранения СПГ можно закачать в 2-3 раза больше газа, чем в подземное хранилище того же объема. Задачу удовлетворения пикового спроса на газ призваны решать установки производства СПГ малой мощности, рас­положенные на магистральных газопро­водах. В течение периода низкого спроса излишки газа поступают на сжижение и закачиваются в жидком виде в изотерми­ческие хранилища СПГ. В период высокого спроса СПГ регазифицируется и подается либо в магистральный газопровод, либо в газораспределительные сети. При этом удельные капитальные и эксплуатационные затраты производства СПГ малой и сред­ней мощности значительно ниже (прежде всего более простая техника и технология подготовки газа, отсутствие значительных газопроводных сетей, не требуются строи­тельство и эксплуатация скважин, более низкие тепловые и электрические расходы, значительно меньшие производственные площади и помещения и т.д.), чем строи­тельство и эксплуатация ПХГ.

Установки для покрытия пикового спро­са на природный газ отличаются ма­лой производительностью по сжижению (до 1 млн. т/год), большими объемами хранения СПГ (до 200 тыс. м³ СПГ в одном-двух изотермических резервуарах) и боль­шой производительностью по испарению (до 40 тыс. м³ СПГ/сут).

В России таких установок нет, но они могли бы повысить эффективность и надежность обеспечения потребителей не­обходимыми энергоресурсами.

 

Газификация регионов, удалённых от магистральных газопроводов

Газификация городов и населенных пунктов является одним из важнейших направлений социально-экономического развития регио­нов России, средством повышения эффективности различных отраслей промышленности и жизненного уровня населения. Замена угля и мазута более чистым источником энергии, каким является природный газ, позволяет улучшить экологическую обстановку в регионах, снизить заболеваемость населения, причиной которой являются вредные выбросы в атмосферу.

Задачу газоснабжения тех регионов, куда экономически, технически или политически невыгодно прокладывать новые трубопроводы, можно решить с помощью сжиженного природного газа. Производство СПГ в малых объемах (менее 1 млн. т/год) можно наладить, как на объектах Единой системы газоснабжения, например на газораспределительных станциях (ГРС), автомобильных газонакопительных компрессорных станциях (АГНКС), газорас­пределительных сетях низкого давления и т. д., так и на месторождениях природного газа, расположенных непосредственно в регионах. Вблизи потребителя строятся хранилища СПГ, откуда регазифицированный газ подается в газораспределительные сети, а далее - потребителю. Доставка СПГ с малотоннажных производственных уста­новок в стационарные хранилища вблизи потребителей может быть организована с помощью автомобильного, железнодорожного, водного и воздушного транспорта.

Малотоннажные установки производства СПГ позволят на локальном социальном и промышленном уровне обеспечивать энергоресурсами удаленные малые города и поселки путем преобразования энергии СПГ в электрическую в дизель-генераторах или малых ТЭЦ. При этом не потребуется подводить газопроводы и электросети, сохранится состояние земельных и лесных угодий для природопользования, улучшится экология. Иными словами, малотоннажный СПГ решает задачу доступности эффектив­ных энергоресурсов в регионах России.

 

Монетизация малых и средних месторождений природного газа

В мире насчитывается огромное число месторождений природного газа, разработка которых не ведется либо по при­чине их малых запасов, либо по причине их удаленности от основных потребите­лей. По приблизительным оценкам, около 1400 таких месторождений имеют запасы газа от 7 до 150 млрд. м³. Освоение таких месторождений традиционными способами является экономически невыгодным.

Как правило, такие месторождения не во­влекаются в производственно-сбытовую цепь магистральных газопроводов природ­ного газа и крупнотоннажных заводов СПГ. Компании по экономическим соображениям вынуждены откладывать разработку малых и средних месторождений до лучших времен, ожидая новых, экономически эффективных технологий разработки и транспортировки газа, тем самым замораживая собственные активы на неопределенный срок.

Сжижение природного газа с помощью энергоэффективных технологий непосред­ственно на месторождении, доставка его от месторождения до рынка сбыта позволи­ло бы вовлечь месторождение в разработку, обеспечив регион залегания углеводородов дополнительными рабочими местами, энергоресурсами, а транспорт – экологически чистым видом топлива.

Монетизация малых и средних месторождений природного газа также вносит свой вклад в газификацию труднодоступных регионов.

Для России вовлечение в разработку малых и средних месторождений природного газа также имеет стратегическое значение. Множество таких месторождений практически находятся на всей территории РФ: на Северном Кавказе, Поволжье, Крайнем Севере, в регионах Западной и Восточной Сибири и Дальнего Востока, на шельфе Арктики и др. Например, освоение северных и арктических районов, защита интересов России в Арктике требует большого количества энергоресурсов с и топлива. Отдаленность Арктики от центральных промышленных регионов порождает проблему доставки энергоресурсов и топлива, стоимость которых возрастает с увеличением расстояния. Правильное реше­ние - не завозить энергоресурсы с Большой земли, а производить на месте, в виде СПГ, на крупно- и малотоннажных установках. Часть СПГ использовать в виде моторного топлива, а другую часть доставлять в еще более труднодоступные районы для локального производства необходимой электроэнергии. В этом случае малотоннажный СПГ решает задачу комплексного социально-экономического развития и энергобезопасности России в ее отдаленных и арктических районах.

Надо заметить, что, в отличие от дизельного топлива и мазута, сжиженный природный газ не замерзает при минусовых температу­рах, так как сам хранится при температуре -160-150 °С, а при разливе на земле не оставляет следов, так как испаряется без остатка. Это очень важно для сохранения ранимой экосистемы тундры и Крайнего Севера.

Реализация проектов плавучих и прибрежных заводов СПГ

Разработка шельфовых месторождений природного газа поставила перед инжене­рами задачу создания проектов плавучих заводов СПГ, соединяющих в себе судно с функциями добычи природного газа и завод по его сжижению. Совсем недавно появились проекты прибрежных заводов СПГ, отличающихся от плавучих заводов опорой гравитационного типа (ОГТ). Все эти проекты представ­ляют собой суда, пришвартованные на якорь, или платформы, опирающиеся на дно моря, с расположенными на палубе установками подготовки, разделения и сжижения газа. В трюмы судна/платформы встраиваются танки для хранения СПГ и СУГ. Налив танкеров осуществляется непосредственно с судна или платформы с помощью установленной на палубе загрузочной системы (стендеров). Преимуществом плавучих и прибрежных за­водов СПГ является их мобильность, а значит, возможность вовлекать в разработку все новые месторождения газа на шельфе, в том числе средне- и малодебитные.

В силу стесненности надпалубного пространства, т. е. в силу ограничения размеров технологического оборудования, производительность технологической ли­нии не превышает 2,5-3,0 млн. т СПГ в год. То есть речь идет о том же средне- и малотоннажном производстве.

По сообщению президента Российского газового общества Павла Завального в ходе конференции «Нефть и газ Российской Арктики», начальный объем извлекаемых ресурсов природного газа на арктическом шельфе России оценивается в 69,5 трлн. м³. Поданным ведущих ученых РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, доказанные запасы газа только в Ямало-Гыданском регионе состав­ляют 15-20 трлн. м³. В настоящее время разработка этих месторождений достаточно дорога и представляет большие технические трудности. Но здесь открываются возмож­ности для применения плавучих заводов СПГ, спроектированных для арктических условий, для работы во льдах.

Арктика для России является регионом стратегического значения. В настоящее время ведется создание арктической группировки войск, возрождаются старые и строятся новые военные базы. Одной из основных проблем возобновления российского военного присут­ствия в Арктике является энергообеспечение объектов Министерства обороны. Наращи­вание военного потенциала на архипелагах Северного Ледовитого океана возможно только на основе автономного энергоснаб­жения за счет использования СПГ.

Добыча газа на шельфовых месторожде­ниях Арктики, в том числе с применением плавучих заводов СПГ, внесет свой вклад в укрепление энергобезопасности и обо­роноспособности страны.

 

Сжижение метана угольных отложений (МУО) и сланцевого газа

В декабре 2014 г. была отправлена первая партия СПГ с завода QueenslandCurtisLNGв Австралии. Особенность этого завода в том, что сырьем служит метан угольных отложений, добываемый в южных и цен­тральных районах Квинсленда. Это один из четырех проектов Австралии, предназна­ченных для сжижения МУО. Наряду с тремя крупнотоннажными проектами - QueenslandCurtis, Gladstoneи AustraliaPacific- пятый проект FishermanLandingLNGявляется, по сути, среднетоннажным: он будет иметь две технологические линии производитель­ностью 1,5 млн. т СПГ в год каждая. Весь австралийский СПГ будет поставляться на азиатский рынок.

Добыча сланцевого газа в США и Ка­наде, послужившая отправной точкой для нескольких десятков проектов заводов по сжижению газа, может в корне изменить ситуацию на мировом рынке СПГ в случае реализации этих проектов. Если не углублятьсяв экономику данных проектов, которая становится спорной в ситуации падения цен на нефть и газ, то с техноло­гической точки зрения завод по сжижению газа традиционных месторождений ничем не отличается от завода по сжижению сланцевого газа. Причина - схожесть составов сланцевого и традиционного природного газа.

Для нашей страны сжижение угольного метана и сланцевого газа, может быть, имеет не такое значение, как, скажем, для Австралии или Канады. Но проблема дегазации угольных месторождений остается, и решение этой проблемы может быть связано с малотоннажными процессами ожижения угольного метана. Объемы газа, добываемые, например, в Кемеров­ской обл., недостаточны для поставок в магистральный газопровод. Этот газ можно сжижать и в дополнение к гене­рации электроэнергии и использованию в качестве газомоторного топлива - КПГ использовать при автономной газификации регионов Кузбасса.

Малотоннажное производство СПГ из метана угольных пластов помогает дивер­сифицировать источники энергоресурсовдля регионов нашей страны.

 

Вариант рационального использования попутного нефтяного газа

Проблема рационального использования попутного нефтяного газа стоит в нашей стране очень остро. Крупные месторожде­ния нефти обладают определенными запа­сами попутного нефтяного газа, который в настоящее время, несмотря на введенные штрафные санкции, все еще сжигается на факелах. Помимо того что в огне горят энергоресурсы и компоненты ценного хи­мического сырья, в воздух выбрасываются вредные вещества, вызывающие тяжелые заболевания у местного населения.

Зарубежные нефтедобывающие ком­пании используют попутный нефтяной газ для обратной закачки в пласт и повышения нефтеотдачи. Но есть другой пример: на северо-западе Китая в 2004 г. на нефтяном месторождении Tuhaбыл построен завод СПГ ShanShanпроизводительностью 0,4 млн. т/год, сжижающий попутный неф­тяной газ. В результате газ, который просто сжигался, стал важным экологически чистым источником энергии для промышленных и густонаселенных регионов восточной и юго-восточной частей страны. Поставки газа осуществляются по «виртуальному газопроводу» - в криогенных автоци­стернах от завода СПГ на любую приемную станцию хранения, регазификации или авто­заправочную станцию, обеспечивая гибкость поставок природного газа потребителям.

Сжижение попутного нефтяного газа в нефтедобывающих регионах решает сразу несколько задач: появление дополнительных энергоресурсов в нуждающихся районах, выделение ценного химического сырья: этана, пропана и бутана (при использовании фракционирования на установках СПГ), оздоровление экологии и, как следствие по­следнего, укрепление здоровья населения.

 

Производство моторного топлива

По данным французской компании GDFSUEZ, доля транспорта в мировом потреб­лении энергии составляет 30 %. В свою очередь, транспортный сектор является главным источником загрязнения возду­ха, а также источником парниковых газов. Причина загрязнения атмосферы - использование на транспорте нефтепродуктов: бензина, дизельного топлива, морского газойля, керосина и т. п. С выхлопными газами различных видов транспорта в ат­мосферу попадают оксиды азота и серы. При неполном сгорании топлива образуются угарный газ, сажа и копоть.

По данным Минприроды России, серь­езность экологических проблем, связанных с загрязнением атмосферы, иллюстри­руют следующие статистические данные: в 151 городе России предельно допустимая концентрация (ПДК) загрязнений воздуха превышена в 5 раз, в 87 городах ПДК пре­вышен в 10 раз. В результате загрязнения атмосферы ухудшается здоровье населения. Так, во Франции ежегодно от загрязнения воздуха умирают около 42 тыс. чел.

Усилия экологических организаций в борьбе за чистоту атмосферы породили ряд международных документов, контро­лирующих выбросы с различных видов транспорта. Принятая в 1973 г., а затем многократно дополненная Международ­ная конвенция по контролю за выбросами с судов (MARPOL) регламентирует выбро­сы оксидов азота, сернистых соединений и СО₂ (парниковых газов). В акваториях Балтийского и Северного морей с 1 января 2015 г. содержание серы в топливе не должно превышать 0,1 %, а с 1 января 2016 г. содержание оксидов азота в выбросах двигателей должно сократиться на 80 %.

Решением экологических проблем от за­грязнения атмосферы является замена нефтепродуктов на экологически чистые альтернативные виды топлива, одним из которых является СПГ.

Применение СПГ в качестве газомо­торного топлива позволяет полностью исключить выбросы сернистых соедине­ний и твердых частиц, снизить на 30-50 %выбросы диоксида углерода и на 80-90 % выбросы оксидов азота. Отсюда - рост популярности СПГ в мире как топлива для большегрузного и пассажирского автотранс­порта, морских и речных судов, летательных аппаратов. Отсюда - разработка крупных международных проектов строительства сети крио-АЗС (автозаправочные станции, отпускающие СПГ). В Европе в мае 2013 г. стартовал проект LNGBlueCorridors, пред­усматривающий строительство крио-АЗС вдоль четырех маршрутов, связывающих север и юг, запад и восток Европы, а также расположенных вдоль побережья Атлантики и Средиземного моря. Еще одним примером может служить стремительно развивающая­ся экономика Китая, где насчитывается уже более 400 крио-АЗС.

Тестовые испытания большегрузных автомобилей, таких как КАМАЗ, Volvo, IVECO, продемонстрировали эффектив­ность и экономичность СПГ. Автономность пробега на одной заправке топливного бака (500-550 л) составляет в среднем 600 км. Стоимость СПГ в 2 раза ниже стоимости дизельного топлива, а 1 л дизельного топ­лива дает такой же пробег, как 1,8 л СПГ.

В России необходимо наращивать ра­боту по внедрению СПГ на транспорте. Но основным препятствием для перевода транспортных средств на СПГ является отсутствие сети крио-АЗС. Нужна заправочная инфраструктура: на первом этапе - вдоль трасс с наибольшим грузо- и пассажиро­потоком, на втором - на второстепенных трассах.

Для перевода российского флота на СПГ необходима мощная береговая инфра­структура, включающая малотоннажные установки производства СПГ, хранилища, специализированные причалы. Отсутствие законодательной базы и нормативно-техни­ческих регламентов служит сдерживающим фактором развития береговой инфраструк­туры объектов СПГ, строительства новых судов с метановой топливной системой. Поданным ЦНИИМФ, ужесточение требо­ваний к уровню вредных выбросов может вывести значительную часть российского флота за рамки стандартов, установленных Конвенцией МАРПОЛ.

Производство СПГ для применения в ка­честве моторного топлива на транспорте ведет к снижению выбросов в атмосферу, оздоровлению населения, повышению эффективности и экономичности использо­вания различных видов транспорта, а также к сохранению присутствия российских судов на Балтике и в других акваториях Мирового океана.

 

Е.Б. Федорова, В. Б. Мельников, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,

 РФ, Москва, «Газовая промышленность», №08, 2015г.

16.Строить и надеяться

 

Глава России Владимир Путин в режиме видеоконференции разрешил начать строительство газопровода «Ухта-Торжок-2». Труба проектной мощностью 45 млрд. м³ газа в год и протяженностью 970 км должна обеспечить подачу голубого топлива в газопровод «Северный поток-2», и заработать новая система, по текущим планам, должна будет в конце 2019 года.

Между тем вероятность того, что «Северный поток-2» в итоге будет построен, мягко говоря, не 100%. Проект слиш­ком политизированный и у него есть серьезные оппоненты...

Собственно, в последние месяцы мы стали свидетелями того, как провалился тоже очень политизированный проект «Южный поток», сначала превратившись в «Турецкий», а потом - в ничто. А под него «Газпром» уже создавал инфраструктуру в России, систему «Южный коридор»: два подводящих газопровода и компрессорные станции. Теперь эти объекты, по сути, не нужны.

Трубы, закупленные для «Южного коридора», но еще не сваренные, «Газпром» будет использовать при строи­тельстве газопровода «Ухта-Торжок-2». Теперь главное, чтобы «Ухта-Торжок-2» не повторил судьбу «Южного коридо­ра».

 

«НЕФТЬ и КАПИТАЛ», №09, 2015г.

 

17.Трубы большого диаметра - растущий сектор отечественного рынка

 

Российский рынок нефтегазовых труб в 2015 году сохраняет стабильность, несмотря на негативную макроэкономическую конъюнктуру и падение цен на нефть. Трубная промышленность стала вторым после экспорта драйвером роста для российских металлургов. За первое полугодие 2015 года трубники выпустили почти на 10% продукции больше, чем за аналогичный период прошлого года, нарастив объемы производства до 5,6 млн. т. Рост выпуска труб был связан с активным строительством нефте- и газопроводов «Сила Сибири», «Южный коридор», «Турецкий поток», а также обустройством новых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Так, в пределах 20% увеличился выпуск бесшовных, бурильных и насосно-компрессорных труб. Существенного роста удалось достичь заводам, выпускающим трубы большого диаметра (ТБД). Рост выпуска ТБД в России по итогам первого полугодия составил 55%.

У российских трубных компаний в первом полугодии текущего года дела складывались неплохо. Отечественные заводы трех крупней­ших компаний — ТМК, ОМК и ЧТПЗ — нарасти­ли производство и отгрузку трубной продукции. Так, предприятия российского дивизиона ТМК отгрузили 603 тыс. т труб, что на 22% выше пока­зателя за аналогичный период прошлого года (АППГ). Основной прирост пришелся на трубы большого диаметра — российские заводы ТМК отгрузили           343 тыс. т ТБД, что в два раза выше показателя аналогичного периода 2014 года. Выксунский металлургический завод (ВМЗ), входящий в состав компании ОМК, нарастил про­изводство труб на 36%, до 1,1 млн. т. Предприятия трубного дивизиона ЧТПЗ — Челябинский тру­бопрокатный и Первоуральский новотрубный заводы — поставили по итогам первого полуго­дия 1,07 млн. т стальных труб, что на 21% больше по сравнению с АППГ. При этом ЧТПЗ увели­чил на 28% поставки продукции для российских потребителей — до 964 тыс. т.

 

Привлекательность «русского размера»

В трубопрокатной отрасли ТБД — пожалуй, самый привлекательный сегмент на отечественном рынке в настоящее время. Как считает Иван Шабалов, председатель координационного совета Ассоциа­ции производителей труб и генеральный директор компании «Трубные инновационные технологии», в ближайшие годы спрос на ТБД в России позво­лит загрузить большую часть имеющихся в Рос­сии мощностей, а это      2,9 млн. т труб диаметром 1420 мм в год. Мощности по изготовлению этих труб «русского размера» сосредоточены на четы­рех заводах четырех компаний (ЧТПЗ, ОМК, ТМК и Северсталь). Согласно «Энергостратегии Рос­сийской Федерации до 2035 года», через 20 лет добыча нефти в России будет соответствовать нынешнему уровню — 525 — 530 млн. т/г, но добы­ча газа возрастет до 936 млрд. м³ (640 млрд. м³ добы­то в 2014 году). Соответственно, придется строить новые газопроводы.

В настоящее время анонсированы проекты стро­ительства четырех магистральных газопроводов: «Сила Сибири», «Турецкий поток», «Алтай» и вто­рая очередь магистрали Бованенково — Ухта. Их совокупная протяженность — более 10,2 тыс. км, пропускная способность — 293 млрд. м³ газа в год. По оценке Ивана Шабалова, уже в текущем году «Газпрому» понадобится 1,7 — 2 млн. т ТБД, а всего к 2020 году объем потребления данной продук­ции достигнет 10 млн. т (ежегодно по 2 млн. т). До 2030 года может быть использовано для новых газо­проводных проектов еще порядка 5 млн. т труб. А с середины следующего десятилетия важным источником спроса на ТБД станет ремонт и модер­низация сетей. На сегодня протяженность Единой системы газоснабжения в России приближается к 170 тыс. км, еще 85 тыс. км приходится на нефте­проводы «Транснефти». Причем 45% газовых сетей эксплуатируются более 33 лет при плановом пре­дельном сроке 40 — 45 лет.

Безусловно, для отечественных производителей ТБД текущий год обещает быть удачным — емкость составит около 2,7 млн. т. Такой прогноз озвучил президент ОМК Владимир Маркин. «Загрузка мощ­ностей ОМК увеличивается благодаря высокому спросу со стороны основных потребителей. Так, «Газпром» планирует закупить в этом году 2 млн. т труб, «Транснефть» — 500 — 600 тыс. т, — отмеча­ет президент ОМК Владимир Маркин. — Наши воз­можности можно оценить примерно в треть этого объема. В том числе мы будем участвовать в постав­ках труб для проектов «Южный коридор» и «Сила Сибири». Всего в 2015 году ОМК планирует выпу­стить, как и в прошлом году, не менее 2 млн. т труб различного диаметра. Хорошие перспективы для поставок также у «Трубодетали», так как продол­жается строительство КС «Русская» и других насосно-компрессорных станций».

Из труб большого диаметра ЧТПЗ проложе­но свыше 70% действующих отечественных тру­бопроводов: газопроводы Бухара —Урал, Средняя Азия —Центр, Уренгой — Помары — Ужгород, «Сия­ние Севера»; нефтепроводы «Дружба», Сургут — Полоцк, Восточная Сибирь —Тихий океан. В числе проектов последних лет, куда отгружались трубы ЧТПЗ, газопроводы «Южный коридор», Бованен­ково—Ухта, Бейнеу — Бозой — Шымкент, Средняя Азия — Китай, нефтепроводы Заполярье — Пурпе, Пурпе — Самотлор, Куюмба — Тайшет, обустрой­ство нефтегазоконденсатного месторождения им. В. Филановского, строительство продуктопровода от Пуровского завода переработки конденса­та до «Тобольск-Нефтехима». Кроме того, группа ЧТПЗ — единственный российский поставщик труб большого диаметра для обустройства первого этапа газосборной сети проекта «Ямал СПГ» (совмест­ный проект «НОВАТЭКа», китайской CNPCи фран­цузской Totalпо освоению Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения на полуостро­ве Ямал).

ТМК поставляет ТБД для проектов «Газпрома» «Южный коридор», Бованенково —Ухта-2, а также для нефтепровода «Транснефти» Куюмба —Тай­шет. В «портфеле» компании также поставки таких сложных видов ТБД, как, например, трубы с обетонированием для подводного участка нефтепровода арктического терминала Новопортовского место­рождения «Газпром нефти», трубы для газопрово­дов с рабочим давлением 11,8 МПа для строительства дожимной компрессорной станции Юрхаровского месторождения компании «НОВАТЭК». По проекту «Расширение Единой системы газоснабжения» для обеспечения подачи газа в «Южный поток» отгру­жены ТБД с повышенными требованиями по трещиностойкости. В марте этого года ТМК выиграла лот на поставку продукции для «Силы Сибири» на сумму около 12,6 млрд. руб.

 

Стабильность рынка труб нефтегазового сортамента

По итогам 2014 года рынок труб нефтегазово­го сортамента (OCTG) РФ составил 1,8 млн. т, что незначительно ниже уровня потребления  2013 года. Снижение потребления было обуслов­лено снижением буровых работ. По итогам перво­го полугодия 2015 года объем потребления OCTGсоставил 0,9 млн. т, что незначительно ниже уров­ня 1 полугодия 2014 года.

Выксунский металлургический завод, входя­щий в ОМК, производит сварные обсадные трубы диаметром 114 — 245 мм групп прочности Д, Е, J55, К55, N80 в сочетании как со стандартными резьбами, так и высокогерметичными резьба­ми класса «премиум» по стандартам API5 СТ, ГОСТ Р 53366 и по ТУ. Среди основных потреби­телей продукции ОМК — ведущие российские компании «Газпром», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Башнефть». В настоящее время на Выксунском металлургическом заво­де завершено освоение технологии бессмазочного покрытия резьбовых соединений обсадных труб. Испытания подтвердили стойкость покры­тия при многократном свинчивании-развинчи­вании, а также герметичность при испытаниях на внутреннее давление. Компания ОМК шагает в ногу со временем и регулярно расширяет свою линейку продукции, пополняя ее новыми разра­ботками. Стратегическая цель компании — ком­плексные поставки продукции нефтегазовому комплексу от скважины до нефтепровода.

В 2014 году поставки OCTGгруппы ЧТПЗ соста­вили 267 тыс. т (рост на 9%). География поставок обширна: они используются на месторождени­ях Западной и Восточной Сибири, Оренбургской, Самарской областей, Краснодарского края, на рынках Казахстана, Азербайджана, Узбекистана. По итогам первого полугодия 2015 года на рынке насо­сно-компрессорных и обсадных труб ЧТПЗ занима­ет порядка 17,7%.

Несомненным лидером в этом сегменте явля­ется ТМК, для которой рынок нефтегазовых труб выступает основным. «По нашим прогнозам, рос­сийский рынок труб OCTG, где идет активное импортозамещение, в течение всего года будет оставаться относительно стабильным, а доля ТМК на этом рынке будет расти», — отмечает исполнитель­ный директор—первый заместитель генерального директора ТМК Владимир Оборский. В 2014 году доля ТМК в сегменте бесшовных труб OCTGсоста­вила более 60%, бурильных — более 64%, нефте­газопроводных — около 65%. ТМК в 2014 году отгрузила рекордные 4377 тыс. т труб, из них 44%, или 1937 тыс. т, — продукция нефтегазового сорта­мента. Порядка 67% поставок пришлось на долю, российского дивизиона.

«Клиенты уделяют все больше внимания оцен­ке полной стоимости продукции, куда поми­мо стоимости самого товара входят затраты на обслуживание, ремонт, инспекцию, подготовку труб и супервайзинг при экс­плуатации. Потребитель заинтересован не только в получении качественных труб точно в срок, но и в скважинном оборудова­нии, деталях, во всем спектре сопутствующих услуг. Сопровождение спусков трубных колонн является важной частью наше­го предложения и востребо­ванным у клиентов сервисом. Благодаря, в том числе, сер­висным услугам мы нарастили объемы продаж премиальной продукции, — рассказывает Вла­димир Оборский. — Основное преимущество данного сервиса заключается в том, что квалифи­цированный персонал ТМК, зна­ющий технические особенности трубной продукции, позволя­ет клиенту сэкономить время и избежать поломок при спуске колонны. В про­шлом году специалисты «ТМК Нефтегазсервис» произвели сопровождение спуска более 100 тыс. м труб. Услуги были предоставлены не только в России («Саратовнефтегазу», «Татнефти»), но и в Узбекистане («ЛУКОЙЛ Узбекистан»), Казахста­не («Жаикмунай», SmartOIL), Индонезии (VICO). Вовлечение сотрудников ТМК позволило обеспе­чить контроль качества герметичности в 100% случаев в процессе спуска. Этот убедительный результат свидетельствует об эффективности пре­доставляемого сервиса. Развитие данного направ­ления продолжается и в этом году».

 

Импортозамещение и импортоопережение

Непростая ситуация на отечественном рынке, обу­словленная внешнеполитической конъюнктурой и низкой стоимостью нефти, предоставляет возмож­ность российским трубникам укрепить свои пози­ции на российском рынке, создает возможности для импортозамещения и роста.

Объем импортируемой в Россию трубной про­дукции в 2014 году сократился по сравнению с предыдущим годом более чем на 25%. В течение 2015 года группа ЧТПЗ прогнозирует дальнейшее снижение доли импорта, что позволит компании продолжить замещение импортируемой продук­ции на российском рынке труб. В рамках задач по импортозамещению компания форсирует раз­работку новых видов продукции. В 2015 году специалисты Первоуральского новотрубно­го и Челябинского трубопрокатного заводов провели несколько встреч с представителями топливно-энергетических компаний («Газпрома», «Роснефти», «Газпром нефти», «ЛУКОЙЛа»), в рамках которых намечены дальнейшие шаги в области научно-технического сотрудничества по освоению новых видов труб и реализации про­граммы импортозамещения. В частности, речь идет об освоении обсадных и насосно-компрессорных труб из высоколегированных сплавов на основе хрома и никеля, резьбовых соединений класса «премиум» II и III поколения, а также обсадных труб большого диаметра с приварными коннекторами. Разработка и поставка в кратко­срочной перспективе данной продукции в рамках программы импортозамещения позволит пред­приятиям ТЭК завершить действующие и начать новые проекты по строительству скважин и добы­че газа и газового конденсата.

Сейчас трубники ставят во главу угла выпуск премиальной продукции, спрос и цены на которую более устойчивые. По словам директора дирекции по маркетингу ТМК Сергея Алексеева, одним из приоритетных направлений деятельности ком­пании сегодня является выпуск нишевых видов продукции для ответственных применений. Уже сейчас ТМК предлагает своим клиентам в рос­сийской нефтегазовой отрасли передовые реше­ния, помогающие сократить затраты и повысить эффективность при добыче и транспортировке нефти и газа. Это, в частности, трубы по техноло­гии GreenWell, не нуждающиеся в сборке и смазке на скважине и поэтому повышающие экологи­ческую безопасность бурения, коррозионостой­кие трубы из сталей с высоким содержанием хрома, предназначенные для добычи углеводоро­дов в агрессивных средах, теплоизоляционные трубы, в том числе из сталей класса «суперхром», и другую специализированную высококачествен­ную продукцию.

Кроме того, ТМК планирует реализовывать со своими клиентами долгосрочные програм­мы научно-технического сотрудничества, при­нимать активное участие в подготовке проектов разработки нефтегазовых месторождений, ока­зывать сервисные услуги и предоставлять пост­продажный сервис. За счет этого компания стремится не только осуществлять замещение высокомаржинальной импортной продукции на отечественном рынке, но и укреплять долго­срочные отношения с клиентами из российской нефтегазовой отрасли.

Для удовлетворения этих потребностей в ТМК сформированы профессиональные команды тех­нических специалистов и созданы центры НИОКР на базе РосНИТИ и «Сколково» в России, а также в США, в Хьюстоне.

 

Дмитрий Ляховский, главный редактор журнала

 «Металлоснабжение и сбыт» специально для OGJRussia

 

Положительный пример трубных компаний — для рынка сервисных услуг

В последней время в России наблюдается торможе­ние развития рынка сервисных услуг. Так считает Виталий Садыков, генеральный директор компании «Римера», специализирующейся на производстве нефтяного оборудования и оказании нефтесервис­ных услуг.

«В текущей ситуации сервисные компании лишены оборотных средств и работают на грани рентабельно­сти, что делает затруднительным, если не сказать, невозможным, дальнейшее развитие, инвестирование в технологическое перевооружение, научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки, повы­шение квалификации персонала и прочее», — отмечает Виталий Садыков.

По мнению гендиректора «Римеры», для выхода из сложившейся Ситуации необходимо в первую очередь пересмотреть долгосрочные контракты между нефтяными и сервисными компаниями, в которых следует начать учитывать риски сервисных компаний, свя­занные с заемными средствами, и уровень инфляции по основным статьям себестоимости производства оборудования и сервисных услуг, с ежегодной кор­ректировкой заложенных в контракты цен. Виталий Садыков отмечает необходимость начала диалога между заказчиком и исполнителем по формированию прозрачной справедливой цены на оборудование сервисные услуги.

При этом он ссылается на позитивный опыт взаимо­действия трубных компаний с компаниями топливно-энергетического комплекса, основанный на стратегическом партнерстве, предусматривающем про­зрачность в вопросах ценообразования, программы научно-технического сотрудничества, тесные де­ловые контакты с участием первых лиц заказчиков и исполнителей. Итогом такого партнерства явилось динамичное развитие российской трубной отрасли, которая к 2015 году инвестировала в переоснащение трубных производств более 400 млрд. руб., обеспечив соответствие своей продукции текущим и перспек­тивным требованиям заказчика и участие в значи­мых для страны проектах «Сила Сибири», «Южный коридор».

«Положительный пример трубников может быть применен нефтяными и сервисными компаниям, что в свою очередь приведет к созданию методики ценообразования на взаимовыгодных условиях, придаст устойчивость, прогнозируемость, доверие отношени­ям, будет способствовать притоку инвестиций и раз­витию новых технологий в отрасли, стимулировать новые разработки, расширять сервисные услуги и по­вышать качество обслуживания», — убежден Виталий Садыков.

 

Виталий Садыков, генеральный директор компании «Римера»

Решения для разработки ТРИЗ

— Разработка трудноизвлекаемых запасов подразу­мевает эксплуатацию труб в условиях с агрессивной коррозионной средой: на Крайнем Севере, шельфовых месторождениях, в скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями и температурами. Для этого требуются трубы, способные работать в нагнетательных скважинах, скважинах с протяженным горизонтальным стволом. Предъявляются жесткие требования и к меха­ническим характеристикам, к стойкости металла и соединений к повышенным нагрузкам и коррозионной активности среды.

Последние технологии разработки труднодоступных запасов предусматривают абсолютно новые техниче­ские решения, например, экспандируемые обсадные трубы, безмуфтовые соединения для проведения ги­дроразрывов пласта, соединения с повышенным со­противлением моменту вращения, изгибу, термической и механической усталости.

Инновационные разработки ЧТПЗ,. учитывающие условия осложненного скважинного фонда, такие как коррозионостойкие трубы из экономно легированных марок сталей с содержанием хрома до 5%, применяют­ся, в том числе, в проекте компании «Белая скважина», доказавшем свою эффективность на скважинах круп­нейших нефтяных компаний России и СНГ, где обору­дование ЧТПЗ продемонстрировало рост наработки на отказ в 3-6 раз.

 

Владимир Колесников,генеральный директор «ЧТПЗ-Инжиниринг»

 

 «Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

18.Особенности многослойной теплоизоляции стальных трубопроводов

 

Современная теплоизоляция тру­бопроводов предполагает нали­чие таких характеристик тепло­изоляционной конструкции, которые обеспечивают необходимые показате­ли безопасности, надежности, долго­вечности и энергоэффективности при убедительном технико-экономическом обосновании стоимости применяемой теплоизоляционной конструкции для реализации того или иного техниче­ского решения. В настоящее время для трубопроводов различного назначения широкое распространение, и на наш взгляд вполне заслуженно, получила теплоизоляционная конструкция за­водского изготовления типа «труба в трубе». В такой конструкции теплоизоляционный слой из жесткого пенополиуретана (ППУ) размещен между теплоизолируемой трубой и защитной оболочкой, представляю­щей собой спирально-замковую трубу из оцинкованной стали — для над­земной прокладки или полиэтиленовую (возможно, металлополимерную) трубу — для подземной прокладки. Эта конструкция обладает высокими прочностными показателями, удобна при строительно-монтажных работах и для обеспечения требуемых показа­телей энергосбережения может харак­теризоваться различными значениями термического сопротивления при из­менении толщины слоя ППУ.

 

Теплоизоляция для тепловых сетей

Двухслойная конструкция теплоизо­ляционного покрытия, предназна­ченная для теплопроводов, получила широкое распространение благодаря удачному сочетанию технологии те­плоизоляции труб в заводских усло­виях и технических характеристик материалов, входящих в теплоизоля­ционную конструкцию.

Технология получения теплоизоля­ционного слоя заключается в заливке жидкой двухкомпонентной пенопо­лиуретановой смеси в межтрубное пространство, образованное изолиру­емой трубой с надетой на нее оболоч­кой и технологическими заглушками на концах оболочки. В результате экзотермической реакции в смеси происходит вспенивание пенополиу­ретана, заполнение пеной всего межтрубного пространства и последую­щая полимеризация (отверждение) пены. При этом в толще пены могут быть размещены сигнальные провода системы оперативного дистанционного контроля (ОДК) возможного ув­лажнения теплоизоляции в процессе эксплуатации теплопровода.

Набор основных технических ха­рактеристик жесткого пенополиурета­на, образующего теплоизоляционный слой, для трубопроводов тепловых сетей приведен в ГОСТ 30732. Плотность пенополиуретана — около 60 кг/м³, прочность на сжатие при десятипроцентной деформации ма­териала - не ниже 0,3 МПа, теплопро­водность при средней температуре 50°С - 0,033 Вт/(м-К), водопоглощение при кипячении материалов течение 90 минут - не более 10% по объему.

Жесткий пенополиуретан в такой теплоизоляционной конструкции обладает хорошими адгезионными свойствами по отношению к трубе и оболочке. В том же ГОСТе 30732 приведены нормируемые значения показателей сопротивления сдвигу, как в осевом направлении (0,12 МПа), так и в тангенциальном направлении (0,2 МПа). При бесканальной подзем­ной прокладке такие характеристики адгезии покрытия к стальному трубо­проводу позволяют снизить величину линейных перемещений участков тру­бопровода, происходящих из-за изме­нения температурных режимов эксплуатации и давления в трубопроводе за счет защемления грунтом монолит­ной теплоизоляционной конструкции.

Защитные оболочки для тепло­проводов надземной прокладки из­готовлены из оцинкованной стали толщиной от 0,55 мм до 1,0 мм в за­висимости от диаметра теплоизолиру­емого теплопровода. При подземной прокладке толщины защитной полиэтиленовой оболочки изменяются от 2,2 мм для оболочки диаметром 90 мм до 19,6 мм для оболочки диа­метром 1600 мм. Такие толщины за­щитных оболочек для подземной прокладки определены в ГОСТ 30732 потому, что этот ГОСТ ориентирован, в основном, на условия, при которых исключены экстремальные ударные и сдвиговые нагрузки при строитель­стве, а глубина прокладки составля­ет, как правило, 0,8 м от поверхно­сти грунта до верхней образующей трубопровода.

Двухслойная конструкция тепло­изоляционного покрытия теплопро­водов предполагает отсутствие анти­коррозионного покрытия на трубах тепловых сетей, и следовательно, в случае увлажнения теплоизоляции из-за повреждения оболочки или стенки трубопровода следует немед­ленно устранить причину увлажне­ния теплоизоляции с целью предот­вращения развития коррозионных процессов наружной поверхности трубопровода. Таким образом, при нормальной эксплуатации данная теплоизоляционная конструкция вы­полняет функцию антикоррозионной защиты трубопроводов тепловых се­тей и систем горячего водоснабжения.

Следует обратить внимание на то, что в нормативно-технической документации, регламентирующей общие требо­вания к защите от коррозии подзем­ных стальных сооружений (например, ГОСТ Р 51164; ГОСТ 9.602 и др.) указы­вается, что для подземных стальных со­оружений следует защиту от коррозии осуществлять комплексным методом, используя защитные антикоррозион­ные покрытия и электрохимическую защиту (ЭХЗ). Для упомянутой тепло­изоляционной конструкции трубопро­водов тепловых сетей и систем горячего водоснабжения сделано исключение.

Такое, достаточно подробное, рас­смотрение двухслойной конструкции теплоизоляционного покрытия те­плопроводов здесь сделано потому, что эта конструкция стала основой для разработки целого ряда других многослойных теплоизоляционных конструкций для трубопроводов раз­личного назначения. Отличия раз­рабатываемых новых многослойных конструкций теплоизоляционных по­крытий от упомянутой двухслойной вызваны, как правило, требованиями строительства и эксплуатации трубо­проводов. Далее будут рассмотрены многослойные конструкции тепло­изоляции, которые уже используются или начинают использоваться при теплоизоляции различных трубопро­водов. Одновременно будут отмечены те изменения характеристик покры­тия, которые вызваны добавленными конструктивными изменениями.

 

Теплоизоляция для магистральных нефтепроводов

Теплоизолированные магистральные нефтепроводы, предназначенные для перекачки подогретых высоковязких нефтей, имеют существенно большую протяженность, чем теплопроводы централизованного теплоснабжения и проложены, в большинстве случа­ев, по труднопроходимой местности в малообжитых районах с суровым климатом.

Если у теплопроводов толщина теплоизоляции для данного региона определена в ГОСТ 30732 из условия нормирования теплопотерь, то для нефтепроводов толщина теплоизо­ляции определяется, как правило, ис­ходя из свойств транспортируемой нефти и температурного режима транспортировки, обеспечивающего возможность безопасной остановки перекачки в зимнее время на опре­деленный срок (порядка 72 часов). Поэтому расчетная толщина тепло­изоляции из ППУ на нефтепроводах, как правило, больше чем теплоизоля­ция на теплопроводах для трубопро­водов соответствующего диаметра. Существенное увеличение толщины ППУ по сравнению с приведенной в ГОСТ 30732 может снизить показа­тель адгезии ППУ к защитной оболоч­ке и прочностные показатели тепло­изоляционной конструкции в целом.

Большая протяженность нефтепро­водов, проложенных в малообжитых районах с суровым климатом по труд­нопроходимой местности, является причиной, по которой в конструкции теплоизоляции отсутствует система ОДК, так как система ОДК эффек­тивно используется для контроля участков трубопровода сравнительно небольшой протяженности. Но на теп­лоизолированных нефтепроводах непосредственно на наружной по­верхности трубы присутствует слой антикоррозионного покрытия и под­земные участки нефтепровода обору­дованы системой ЭХЗ. Наличие слоя защитного антикоррозионного по­крытия на поверхности трубы может привести к изменению адгезии ППУ по сравнению с очищенной шероховатой поверхностью стали. Особенно это может быть заметно при нанесе­нии ППУ на полиэтиленовое покрытие при подземной прокладке.

При наличии в конструкции покры­тия трубопровода антикоррозионного покрытия и теплоизоляционного слоя целесообразно рассматривать общие характеристики покрытия трубопро­вода с учетом их взаимного влияния в составе конструкции теплоизоля­ционного покрытия. Для антикорро­зионных покрытий, наносимых под теплоизоляцию в едином технологи­ческом цикле на заводе, требования к части показателей, характеризу­ющих качество антикоррозионно­го покрытия, могут быть снижены по сравнению с требованиями, уста­новленными в нормативных докумен­тах для антикоррозионных покрытий трубопроводов без тепловой изоляции. К числу таких показателей можно от­нести стойкость антикоррозионного покрытия к воздействию ультрафи­олетовой радиации, прочность при ударе, сопротивление пенетрации (вдавливанию), прочность при раз­рыве и относительное удлинение при разрыве для полиэтиленовых и по­липропиленовых покрытий. Все это позволяет снизить толщину антикор­розионного покрытия под тепловой изоляцией нефтепроводов по сравне­нию с рекомендуемой толщиной по­крытия нетеплоизолированных труб и, следовательно, снизить стоимость антикоррозионного покрытия.

Как правило, температура транс­портируемой нефти в протяженных нефтепроводах не превышает той тем­пературы, на максимальное значение которой ориентирован ГОСТ 30732, поэтому для теплоизоляции нефте­проводов могут применяться такие же марки ППУ, как и для теплопроводов, если к теплоизоляции нефтепроводов не предъявляются иные дополнитель­ные требования.

Применение полиэтиленовой за­щитной оболочки для подземной прокладки нефтепроводов в районах Крайнего Севера связано с риском возможного разрушения полиэтиле­новой защитной оболочки в процессе транспортировки труб, складиро­вания и монтажа трубопровода при очень низких температурах воздуха. Кроме того, наличие полиэтиленовой защитной оболочки в конструкции покрытия, включающей в себя еще и антикоррозионное покрытие непо­средственно на трубе, существенно изменяет требования к системе ЭХЗ, особенно в тех случаях, когда харак­теристики защитных покрытий свар­ных стыков трубопровода отличаются от таковых на трубах. Отмеченные особенности полиэтиленовых за­щитных оболочек на теплоизолиро­ванных трубах и трубопроводе могут быть устранены, если при подземной прокладке применяют так называе­мые металлополимерные защитные оболочки, представляющие собой спи­ральнозамковые трубы, изготовлен­ные из стальной оцинкованной или стальной «черной» ленты. На спираль­нозамковые трубы-оболочки наносят двухслойное или трехслойное покры­тие, аналогичное покрытию на основ­ной трубе, хотя требования к таким покрытиям на оболочках могут быть снижены по сравнению с требовани­ями к заводским покрытиям на трубах.

Следует помнить, что наличие те­плоизоляционного покрытия на тру­бопроводе приводит к существенному увеличению плавучести нефтепрово­да. Применение сплошного балласт­ного покрытия на теплоизолирован­ных трубах (обетонирования труб) в заводских условиях приводит к зна­чительному увеличению габаритов и массы таких труб. Поэтому в случае применения таких труб следует учи­тывать особенности транспортиров­ки их к месту строительства, а также специфику монтажа теплоизолиро­ванного нефтепровода с заводским балластным покрытием.

Для защиты и балластировки тру­бопроводов, прокладываемых на мор­ских шельфах (включая Арктику), в сложных горных и геокриологиче­ских условиях, на подводных перехо­дах, в обводненной и заболоченной местностях, в условиях, требующих разработки специальных условий защиты трубопровода, применяют созданные в ООО «БТ-СВАП» за­щитные и утяжеляющие бетонные покрытия по
инновационной российс­кой технологии ЗУБ® (Рисунки 1—2).

 

 

Эти покрытия обладают уникальны­ми прочностными характеристиками, подтвержденными испытаниями с участием международных и рос­сийских экспертов, и обеспечивают повышенный уровень надежности, промышленной и экологической безо­пасности. Так, например, защитное по­крытие «ЗУБ-композит» при толщине слоя бетона 20 мм обладает уникаль­ной ударной прочностью ~8,5 кДж. А сопротивление сдвигу в осевом на­правлении ~2 МПа более, чем в 16 раз превышает нормативное значение сопротивления осевому сдвигу ППУ на трубах по ГОСТ 30732.

Теплоизоляция для трубопроводов, транспортирующих среду с повы­шенной температурой, и высоко­температурных паропроводов.

При теплоизоляции трубопроводов, транспортирующих среду с повы­шенной температурой (свыше 150°С), как правило, используют неорганиче­ские теплоизоляционные материалы. Теплоизоляционные конструкции заводского изготовления типа «тру­ба в трубе», основанные на заливке пенополиуретана, имеют адгезионную связь между теплоизоляционным сло­ем и трубой. В конструкциях, где не­посредственно с трубой контактирует неорганический теплоизоляционный материал, адгезионная связь между теплоизоляционным слоем и трубой отсутствует. Это ограничивает при­менение таких конструкций на тру­бах с заводской теплоизоляцией из-за возможности подвижек трубы относи­тельно теплоизоляционной конструк­ции при транспортировке и монтаже трубопровода. Неорганические те­плоизоляционные материалы могут использоваться в качестве первого слоя теплоизоляции трубопровода, поверх которого наносят слой пено­полиуретана и защитное покрытие теплоизоляции.

Одной из теплотехнических особен­ностей данной конструкции тепловой изоляции является необходимость при эксплуатации трубопровода обе­спечения на границе слоев высоко­температурного теплоизоляционного материала и ППУ температуры, не превышающей максимально допустимого значения для ППУ. Расчетная тем­пература на границе слоев при экс­плуатации трубопровода зависит как от температуры, транспортируемой по трубопроводу среды, так и от ус­ловий теплообмена на поверхности теплоизоляционной конструкции. Поэтому расчет толщин теплоизоляци­онных слоев следует проводить, исходя из максимальной температуры, транс­портируемой по трубопроводу среды, и минимально возможной теплоотда­чи с поверхности теплоизоляционной конструкции. При надземной про­кладке трубопровода (или прокладке в каналах) минимальная теплоотдача от поверхности будет при отсутствии ветра и максимальной температуре воздуха вокруг трубопровода.

Неорганические теплоизоляцион­ные материалы являются негорючи­ми и поэтому могут использоваться в качестве противопожарных вста­вок на трубопроводах с теплоизоля­цией из сгораемых материалов или полностью заменить теплоизоляцию из сгораемых материалов, особенно на высокотемпературных трубопро­водах. В этих случаях характеристи­ки теплоизоляционных конструкций будут существенно отличаться от ха­рактеристик труб с применением в составе конструкции теплоизоляции заливочного пенополиуретана. Круг неорганических теплоизоляционных материалов, при­меняемых для теплоизоляции тру­бопроводов, ограничен, в основном, изделиями из минеральной ваты, ба­зальтовым волокном и пеностеклом.

 

Теплопроводность этих материалов приведена на Рисунке 3. Как видно из приведенных на рисунке графи­ков, теплопроводность материала «Пирогель 180», применяемого при высоких температурах для изоляции труб, емкостей, цистерн, оборудова­ния и др., существенно отличается от известных материалов. Пирогель представляет собой изоляционное покрытие, состоящее из аэрогеля и армированной нетканой стеклян­но-волоконной прокладки и из­вестное под маркой Pyrogel®XT. Аэрогель представляет собой гель, в котором жидкая фаза полностью замещена газообразной, вследствие чего ве­щество обладает рекордно низкой плотностью, всего в полтора раза превосходящей плотность воздуха, и рядом других уникальных качеств: твердостью, прозрачностью, жаро­прочностью (выдерживает темпера­туру до 650°С), чрезвычайно низкой теплопроводностью и отсутствием водопоглощения. Несмотря на высо­кую стоимость и экзотичность этого материала, по крайней мере, в на­стоящее время, Pyrogel®XTследует рассматривать как перспективный материал для теплоизоляции высоко­температурных трубопроводов.

Транспортировка по трубопрово­дам теплоносителя с температурой до 560°С и давлением до 25,5 МПа выдвигает дополнительные требо­вания к теплоизоляции, а именно: температуростойкость, негорючесть, ограничения по массе и габаритам и др., что существенно снижает круг теплоизоляционных материалов, ко­торые могут быть использованы в качестве теплоизоляции таких тру­бопроводов. Многослойные конструкции теплоизоляции высокотем­пературных трубопроводов из новых материалов должны быть подвержены опытно-промышленным испытаниям на тех объектах, для которых эта те­плоизоляция предназначена.

 

О трассовой теплоизоляции нефтепроводов

С появлением новых эффективных теплоизоляционных материалов, име­ющих хорошие показатели по тепло­проводности, водо- и влагопоглощению, при низкой плотности и высокой прочности этих материалов, при строительстве и ремонте теплоизо­лированных участков трубопроводов начали применять сборные теплоизо­ляционные конструкции, в которых в качестве теплоизоляционного слоя используют экструзионный пенополистирол, пенополиуретан и пеностекло. Существенным недостатком техниче­ских решений применения сборных теплоизоляционных конструкций, мо­жет являться отсутствие необходимой адгезионной связи между элемента­ми теплоизоляции, теплоизоляцией и трубопроводом, а также отсутствие в теплоизоляционной конструкции за­щитного покровного слоя. Эти недо­статки должны особенно проявляться в водонасыщенных, переувлажненных грунтах. В АО ВНИИСТ совместно с ЗАО «Делан» была разработана сбор­ная теплоизоляционная конструкция с применением пеноматериалов и битумно-полимерных мастик, предна­значенная для монтажа на трубопро­вод в трассовых условиях, в том числе в районах Крайнего Севера и в зонах вечной мерзлоты. В конструкцию сборной тепловой изоляции входят: битумно-полимерная мастика, тепло­изоляционные скорлупы из экструзи­онного пенополистирола или пенопо­лиуретана (теплоизоляционный слой), гидроизоляционное защитное покры­тие на основе полимерно-битумной ленты с мастичным подслоем и эле­менты крепления. Разработанная конструкция показала удовлетвори­тельные результаты при испытаниях, тем самым подтвердив возможность ее применения для переизоляции не­фтепроводов в трассовых условиях.

 

Изоляция сварочных стыков тепло­изолированных трубопроводов

Основной принцип оценки качествен­ных показателей защитных покрытий сварочных стыков теплоизолирован­ных трубопроводов заключается в том, что эти показатели не должны суще­ственно отличаться от аналогичных показателей защитных покрытий на трубах. Реализовать точное со­ответствие конструкций тепловой изоляции на трубах и на сварочных стыках теплоизолированных трубо­проводов зачастую не представляется возможным из-за разных технологий формирования слоев в конструкции защитного покрытия в том и другом случаях. Поэтому при изоляции сварочных стыков теплоизолированных трубопроводов, прежде всего необхо­димо реализовать наиболее важные требования, которые предъявляются к теплоизоляционной конструкции на стадиях монтажа и эксплуатации данного трубопровода.

При разработке многослойной кон­струкции для изоляции сварочных стыков теплоизолированных трубо­проводов следует оценивать техноло­гию и трассовые условия нанесения каждого слоя на сварочные стыки, а также условия последующей эксплу­атации трубопровода. Так, например, применение скорлуп ППУ в сборной теплоизоляционной конструкции при изоляции сварочных стыков тепло­провода может привести к конденса­ции влаги при остановке перекачки теплоносителя и, как следствие, к сра­батыванию датчиков системы ОДК, предупреждающих о возникновении коррозионноопасной ситуации в зоне сварочных стыков. В этом случае в со­ставе сборной теплоизоляционной конструкции при изоляции сварочных стыков теплопровода должен быть предусмотрен пароизоляционный слой и, возможно, предохранительный слой, «предохранитель­ный слой следует предусматривать при применении металлического по­кровного слоя для предотвращения повреждения пароизоляционных ма­териалов».

В тех случаях, когда качество за­щитных покрытий в зоне сварочных соединений трубопровода оценива­ется по методикам, отличающимся от методик для испытаний защитных покрытий на трубах, необходимо иметь возможность сравнивать весь комплекс характеристик защитных покрытий на трубах и стыках трубо­провода с соответствующими норма­тивными значениями.

Наличие нескольких слоев в те­плоизоляционной конструкции тру­бопровода вызывает необходимость для комплексной оценки качества по­крытия рассматривать и контролиро­вать защитные функции каждого слоя в соответствии с нормативными доку­ментами. Проведение лабораторных и опытно-промышленных испытаний позволяет определить область воз­можного применения многослойной теплоизоляционной конструкции тру­бопровода и материалов, образующих каждый слой.

АО ВНИИСТ выполняет работы по созданию нормативно-технических документов для теплоизолиро­ванных трубопроводов, а также ис­следованию характеристик тепловой

изоляции трубопроводов и материа­лов, входящих в состав многослойных теплоизоляционных конструкций тру­бопроводов различного назначения. Кроме того, АО ВНИИСТ разрабатыва­ет методики и проводит теплогидрав­лические расчеты для теплоизолиро­ванных нефтепроводов надземной и подземной прокладки, включая расчетный мониторинг теплового со­стояния нефтепровода и прогнозные расчеты, основанные на реальных текущих и прогнозных метеосводках конкретного региона. Применение многослойных теплоизоляционных конструкций позволяет наиболее полно удовлетворять требованиям, предъявляемым к безопасности, на­дежности и долговечности функцио­нирования теплоизолированных тру­бопроводов, а также оптимизировать энергоэффективность трубопроводно­го транспорта.

 

В.Б.Ковалевский, директор ЦЗК АО «ВНИИСТ», к.т.н.,

 «ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ [теория и практика]»,

 № 04 (50), 2015г.

 

19.Прогрессивные методы ремонта подводных морских трубопроводов

 

В данном обзоре продолжена тема прогрессивных методов ре­монта дефектов трубопроводов, начатая в статье «Методы обеспе­чения надежной изоляции сварных стыков подводных трубопро­водов» на страницах журнала Oil& GasJournalRussia№ 5/2014.

Освоение шельфовых нефтегазовых месторождений предпо­лагает обязательное наличие надежных решений для ремонта подводных трубопроводов.

Как было отмечено в ранее опубликованной статье, одним из наиболее прогрессивных методов ремонта морских и сухопутных трубопроводов на сегодня является метод ремонта обжимными композитными муфтами УКМТ (SmartLockR), который позволяет надежно ремонтировать большинство дефектов основного метал­ла и сварных соединений трубопровода на весь срок эксплуатации и восстанавливать его полноценную работоспособность. Важно, что ремонт проводится на действующем трубопроводе без оста­новки перекачки продукта или сброса давления. На сегодняшний день только на подводных трубопроводах с помощью муфт УКМТ осуществлено более 150 морских ремонтов в четырех морях.

Однако при всех уникальных свойствах УКМТ ремонт с их по­мощью возможен только на прямолинейных участках трубопровода, в то время как одним из специфичных и часто встречающихся повреждений морских труб является их пластическая деформация вследствие зацепления якорями судов, либо как следствие про­висов и изгиба в местах размыва грунта подводными течениями.

Спецификой дефектов деформации толстостенных морских трубопроводов является то, что не происходит утонения стенки и потери несущих свойств трубы, однако при дальнейшей дефор­мации в последующем весьма вероятно образование усталост­ных трещин и разгерметизация трубопровода.

Таким образом, задача ремонта сводится не к восстановле­нию прочности и несущих свойств трубопровода, а к обеспече­нию надежной фиксации формы деформированного участка.

 

Рисунок 1.Конструкция адаптивной упрочняющей муфты серии СМАРТ

 

 

Очевидно, что напрашивается фиксация формы трубы с помо­щью установки поверх трубы неснимаемой стальной опалубки с заполнением полости межу трубой и наружной обечайкой фик­сирующим раствором (композитным бетоном), который после за­стывания образует чрезвычайно прочную монолитную конструк­цию. По сути, такое решение является разновидностью хорошо зарекомендовавшей себя технологии BritishGas, которая широ­ко используется при ремонте как наземных, так и морских тру­бопроводов во всем мире.

Однако главной сложностью при выборе такого решения явля­ется изготовление саркофага с обечайками, точно соответствующи­ми форме конкретного деформированного участка трубопровода.

Дело в том, что на практике измерить с приемлемыми погреш­ностями пространственную форму сложнодеформированной трубы, которая зачастую имеет изгиб в нескольких плоскостях, практически невозможно даже с использованием подводных ла­зерных сканеров. Основную погрешность вносит наличие взве­си различных механических примесей в мутной воде, на которых сильно размывается облако точек, снимаемых сканером.

В большинстве случаев именно невозможность изготовления упрочняющего саркофага, точно соответствующего форме конкретного деформированного участка, вынуждает прибегать к вы­резке и замене поврежденных трубных секций. Совершенно очевидно, что данная процедура, тем более на действующем под­водном трубопроводе, чрезвычайно дорогостоящее мероприятие.

Решить задачу изготовления упрочняющего саркофага для сложнодеформированных труб удалось с помощью разработан­ных в ООО «НТЦ «НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА» адаптивных упроч­няющих муфт серии СМАРТ и БЕЛУГА.

Суть решения СМАРТ состоит в том, что подгонка геометрии обечайки под точный размер изгиба трубы осуществляется по месту с помощью «плавающего» фланца, позволяющего обеспе­чить плотную герметичную посадку саркофага на трубу для за­полнения обечайки бетонным композитом под давлением. При заполнении саркофага подача бетонного композитного состава осуществляется снизу для гарантированного заполнения поло­сти между трубой и обечайкой без образования несплошностей.

 

Рисунок 2.Конструкция адаптивной муфты серии БЕЛУГА

 

 

На сегодняшний день с помощью муфт СМАРТ осуществлен ремонт пяти участков морских подводных трубопроводов, погну­тых и поврежденных при зацеплении якорями судов.

По отзывам водолазов, непосредственно осуществлявших ремонт, установка муфты не вызывает затруднений и не требу­ет специальной оснастки, кроме легких пантонов парашютного типа для облегчения монтажа и стыковки обечаек.

В развитие данной технологии в ООО «НТЦ «НЕФТЕГАЗДИА­ГНОСТИКА» были разработаны адаптивные муфты серии БЕЛУГА

для ремонта деформированных отводов подводных труб. Такие повреждения возникают, например, в местах колен поворотов трубопроводов или на компенсаторе деформации, так называ­емой «собачей лапы», в случае зацепления за трубопровод якорем крупнотоннажного судна. В таких случаях происходит разги­бание отвода с формированием волн пластической деформации сложной формы с каждой стороны колена. При этом волны де­формации, как правило, ориентированы относительно друг дру­га в разных плоскостях.

Для таких сложных случаев предложено, на наш взгляд, эле­гантное техническое решение, позволяющее проводить ремонт деформаций трубопроводов практически любой формы.

Муфта серии БЕЛУГА состоит из набора стандартных элемен­тов, имеющих скошенные боковые стыковочные фланцы и воз­можность вращаться относительно друг друга. Герметичность соединения фланцев между собой и трубой обеспечивается уплотнительным соединением. Такое решение, с одной сторо­ны, позволяет сформировать опалубку практически любой самой сложной формы непосредственно по месту ремонта поворотом фланцев относительно друг друга. При этом формирование обе­чайки из стандартных элементов позволяет легко варьировать длину ремонтной зоны, значительно упрощая проектирование и изготовление муфты.

После установки муфты на поврежденный и деформирован­ный участок трубопровода производится проверка ее герметич­ности пробным избыточным давлением не менее 0,4 МПа и по­следующее ее заполнение композитной бетонной смесью через нижние патрубки. Контроль заполнения муфты бетоном произ­водится по фиксации выхода смеси через патрубки на верхней образующей муфте. После застывания бетонного композита во­круг поврежденного участка трубопровода формируется моно­литный сверхпрочный бетонный кокон, заключенный в стальную оболочку.

В зимний период 2014-2015 года с помощью муфты БЕЛУ­ГА силами водолазов компании ООО МК «КАСКАД» (г. Астра­хань), входящей в группу «НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА», в одной из стран успешно осуществлен ремонт деформированного ком­пенсатора на выходе трубопровода со стационарной морской платформы.

 

Лещенко В.В., Евсеев С.В. (ООО «НТЦ «НЕФТЕГАЗДИАГНОСТИКА»),

 Шестаков А.А. (АНО «НТЦ «Технопрогресс»)

 «Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.

 

20.Трубы в бетоне

 

Компании совершенствуют морское проектирование.

Морские трубопроводы постоянно увеличиваются в диаметре и прокладываются на все больших глубинах и во все более сложных условиях, поэтому проектные требования к утяжеляющим бетонным покрытиям трубопровода зачастую не соответствуют текущим потребностям заказчиков. Результатом этого становятся необоснованные границы безопасности в проекте и потенциально дорогостоящие конструкции с избыточным запасом прочности, а также более строгие требования к монтажу. Компания DNVGLASстала инициатором совместного межотраслевого проекта (JIP), созданного для решения этих проблем и лучшего понимания поведения бетонного покрытия трубопровода.

В настоящее время участниками проекта являются компании PetroleoBrasileiroSA(Petrobras), SaipemSpA, BrederoShaw, BallastPipelinesSVAPLtd. и WascoCoatings, проект также открыт для других участников. Цель проекта JIP— разработать руководство по проектированию, которое дополнит существующие нормы и стандарты для подводных трубопроводов.

Утяжеляющие бетонные покрытия широко исполь­зуются для защиты морских трубопроводов и обеспечения их устойчивости на морском дне. В настоящее время метод проектирования бетон­ного покрытия трубопровода в основном бази­руется на простых и общепринятых проектных требованиях. На Рисунке 1 показано типичное бетонное покрытие, а на Рисунке 2 отображен про­цесс его нанесения.

 

Рисунок 1. Покрытия трубопровода

 

 

 

Современный метод нанесения покрытия доста­точно хорошо себя зарекомендовал применитель­но к большинству традиционных трубопроводов, но он не охватывает все потенциальные виды отка­зов. Недавно было зафиксировано несколько случаев повреждения бетонных покрытий различной степе­ни тяжести и потенциального риска во время их уста­новки и эксплуатации.

 

Рисунок 2. Процесс бетонирования трубы

 

 

 

 

Исследования DNV

Предварительные исследования, проведенные компанией DNVGL, дали основание предполо­жить, что доскональное знание ряда факторов и механизма их взаимодействия жизненно важно для отрасли для более полного понимания поведе­ния бетонного покрытия трубопровода. Эти фак­торы включают в себя уровень передачи бетону усилий сдвига, толщину покрытия, его прочность, метод изготовления, тип, местонахождение, интервал между покрытиями, процент стальной арматуры, а также нагрузки. Специалисты DNVсчитают, что, прежде чем включать эти факторы трубопроводного бетонного покрытия, и он будет завершен к декабрю 2015 года. На втором этапе будет проведено экспериментальное апробирова­ние метода проектирования и разработано руко­водство по проектированию бетонных покрытий трубопровода. DNVрассчитывает закончить про­ект JIPк концу 2016 года.

 

Другие исследования

Египетский институт нефти также провел иссле­дование методов проектирования бетонных покрытий без завышения запаса прочности, но с сохранением необходимого уровня безопасно­сти. При этом акцент делался на использовании гематитовой железной руды с высокой плотно­стью из местных источников как средстве сниже­ния затрат. Лабораторные и полевые испытания бетонной смеси с использованием местной руды, цемента и воды, смешанных в соответствии с меж­дународными требованиями, позволили получить покрытие с минимальной сухой плотностью 3044 — 3124 кг/м³ (190— 195 lb/ft³) и прочностью на сжатие равной 40 — 45 МПа после 28-дневной гидратации, что соответствует современным международным стандартам.

Смесь для полевых испытаний состояла из 1800 кг гематита (69%), 670 кг цемента (23%), и 197 л воды (8%). Содержание влаги в смеси, полученной из местного гематита, составляло 0,3%, что значитель­но ниже максимально допустимых 3%. Результаты исследования, проведенного в Египте, также под­твердили сделанные ранее выводы о том, что размер зерен наполнителей 9,5 — 0,15 мм дает максимальные уплотнение, прочность на сжатие, сухую плотность и низкое поглощение воды.

Для сравнения: бетонное покрытие HeviCoteкомпании BrederoShawимеет плотность 1794 — 3444 кг/м³ (112 — 215 lb/ft³), прочность на сжа­тие после 28-дневной гидратации — 40 — 50 МПа; толщина такого покрытия может иметь значения 25,4 — 228,6 мм (1—9") для труб с наружным диа­метром 152,4—1422 мм (6 — 56") и длиной 8,5—18 м (28 — 60 ft). Плотность покрытия Vibrodensкомпании WASCOсоставля­ет 2403-3700 кг/м³ (150- 231,25 lb/ft³), а прочность на сжатие — 40 — 55 МПа.

Изменение количества желез­ной руды в покрытии изменя­ет его плотность, а прочность на сжатие изменяется в зависи­мости от соотношения цемента и воды в покрытии. Покрытие не может обеспечить требуемую когезионную (связующую) способность при содержании бетона менее 300 кг/м³.

 

Рисунок 3.Подвижный профиль морского дна под трубопроводом

 

 

Тем временем Саймон Леки, инженер из Уни­верситета Западной Австралии, пытается найти способ сокращения затрат, обусловленных самопогружением морских трубопроводов. По его оценкам, нефтегазовая промышленность тратит 1,6 млн. австралийских долларов на один погон­ный километр, чтобы предотвратить перемеще­ние морских трубопроводов во время циклонов. Он считает, что лучшее понимание этого процес­са может сократить текущие расходы на утяжеля­ющие покрытия.

В течение семи лет Леки изучал данные инспек­ций компании WoodsidePetroleum, проводимых в рамках проекта NorthWestShelf, в соответ­ствии с которыми начинающиеся приливы почти немедленно вызывали оседание труб в морское дно. Трубы погружаются в выступы твердого дна по обе стороны размывов, образованных выносом грунта, следствием чего является создание волни­стого профиля заглубления и образование безопорных участков трубы (Рис. 3).

Леки и его коллеги пришли к выводу, что погру­жение большей части трубопровода происходит в течение двух лет после его укладки и вызыва­ется преимущественно обычным течением, а не большими штормами. Заглубление, как прави­ло, равномерное, что свидетельствует о том, что трубопровод опускается в основном путем погру­жения в морское дно на выступах, а не в результа­те провисания в размывы между ними, при этом погружение может достигать 80% наружного диаметра трубы.

Леки утверждает, что от того, насколько точно можно заранее спрогнозировать это явление и связанную с ним устойчивость к боковой нагруз­ке, зависит степень снижения затрат на покры­тия.

 

Проекты

Масштаб современных шельфовых проектов делает исследование устойчивости трубопрово­да особенно актуальным. Ниже приведен пере­чень нескольких крупных проектов по бетонным покрытиям.

В ноябре 2014 года компания BPExploration(Shah-Deniz) Ltd. заключила с BrederoShaw(филиал компании ShawCorLtd.) контракт на $200 млн. по трубопроводным покрытиям, как антикоррозионным, так и утяжеляющим бетонным, на месторождении природного газа Shah-DenizII в Каспийском море. В рамках сво­его второго контракта в данном проекте BrederoShawбудет осуществлять покрытие труб на заво­де CaspianPipeCoatingsв Баку, Азербайджан; работы должны завершиться ориентировочно в октябре 2015 года. Общая сумма контракта за работы BrederoShawна месторождении Shah-DenizII и трубопроводе SouthCaucasusPipelineсоставит до $500 млн.

Кроме того, BrederoShawпредоставляла услу­ги по покрытиям в проектах компании StatoilNorwayпо нефтепроводу EdvardGriegи газо­проводу UtsiraHigh, выполняя работы по кон­тракту на 98 км труб с наружным диаметром 406,4 мм (16") и 46 км труб с наружным диаме­тром 736,6 мм (29") на своем заводе в г. Лейте, Шотландия.

Компания Mitsui-Brederoвыполнила обетонирование 889 км экспортного газопровода для СПГ на месторождении Ichthys(оператор проекта — компания Inpex) от бассейна Browseв Западной Австралии до г. Дарвин. Глубоководная укладка труб на месторождении Ichthysначалась 6 февра­ля 2015 года; после завершения в ноябре 2014 года укладки 164 км труб мелководной секции трубоу­кладочное судно Castorone, принадлежащее ком­пании Saipem, уложило 718 км 1066 мм (42") труб вдоль линии шельфа.

В прошлом году компания WascoEnergyпостроила завод в г. Му-и-Рана, Норвегия, пред­назначенный для нанесения бетонных покрытий на 40 тыс. м отдельных секций труб с наруж­ным диаметром 914,4 мм (36"), из которых будет составлен газопровод Polarledпротяженностью 480 км. Разработчиком проекта является компания Statoil. Газ, транспортируемый по трубопро­воду, будет доставляться с месторождения AastaHansteen, расположенного за Полярным кру­гом на норвежском континентальном шельфе, к газоперерабатывающему заводу (полуостров Нихамна), оператором которого является компа­ния Shell.

 

Кристофер Э. Смит,

редактор по технологиям OGJ,

«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.