A+ A A-

Материалы

Обзор ТЖ 11-12 2015

Содержание

 

 

1

Современное состояние и перспективы новых магистральных трубопроводов в Сибири

 

2

2

Пробудить гиганта

 

7

3

Абсолютный лидер бережливого производства

 

10

4

Рамиль Бахтизин: «Транснефть» - наш важнейший стратегический партнёр

 

11

5

В стране незаходящего солнца

 

13

6

Глядя в трубу

 

14

7

Точки роста

 

14

8

Прячем газовые цифры?

 

15

9

Норвегия и ЕС: партнёрство без интеграции

 

16

10

Применение лазерных технологий при замене гидроизоляционного покрытия магистральных трубопроводов

 

20

11

НП СОПКОР завершило разработку профессиональных стандартов

 

22

12

Природный газ как моторное топливо обладает перспективами космического масштаба

 

24

13

Стратегия развития рынка газомоторного топлива Российской Федерации

 

26

14

Не только трубы... но и сервис-сервис-сервис!

 

32

15

Экспертиза промбезопасности на высоком уровне

 

34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Современное состояние и перспективы новых магистральных трубопроводов в Сибири

 

Освещены природные и геотехнические условия создаваемых в различных частях Сибири магистраль­ных трубопроводов, которые условно могут быть поделены на две группы. К первой группе относится построенный и уже работающий магистральный нефтепровод Восточная Сибирь-Тихий океан, а ко вто­рой группе - две проектируемые газотранспортные системы в Западной и Восточной Сибири. В августе 2015 года принято принципиальное решение о создании третьей ГТС по поставкам природного топлива в КНР. Целью статьи является анализ состояния и масштабов преобразования природной среды в районах транспортировки углеводородов на объектах разных стадий освоения и перспективы для каждого.

В последнее десятилетие в рамках программ международной тор­говли по обеспечению потреб­ностей стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) углеводородами в раз­личных частях Сибири реализуется ряд крупных проектов по созданию магистральных трубопроводов. Их большая часть связывает РФ с КНР, и может быть поделена на две группы. К первой относится магистральный нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО), а ко второй груп­пе—две газотранспортных системы (ГТС) в Западной и Восточной Сибири. В последнее время в их число вошла третья ГТС по поставкам природного топлива в КНР, принципиальное ре­шение о создании которой на высшем государственном уровне было принято в августе 2015 года. Целью представля­емой статьи является анализ состояния и масштабов преобразования природ­ной среды в районах транспортировки углеводородов на объектах разных ста­дий освоения.

 

Современное состояние проектов

Нефтепроводная система ВСТО — крупнейший в современной России объект по транспортировке нефти на Дальний Восток и рынки Азиатско - Тихоокеанского региона. При соеди­нении с существующими магистраль­ными трубопроводами «Транснефти», ВСТО создает единую сеть, обеспечи­вающую оперативное распределение нефти по территории России в за­падном и восточном направлениях. Линейная часть трассы ВСТО прохо­дит по маршруту Тайшет—Усть-Кут— Ленек —Алдан—Сковородино с за­вершением в специальном морском нефтяном порту (СМНП)«Козьмино»

Строительство ВСТО-1 было начато в апреле 2006 года. Большая протяженность и сложность трассы—отсутствие геотехнической инфраструктуры на многих участках, сложные неустой­чивые в инженерно-геологическом отношении породы, болота, тайга, ши­рокое развитие различных типов мно­голетнемерзлых пород (ММП), сейс­мичность, значительное количество водных препятствий, низкие температуры зимой — все это в значительной степени усложнило проектирование и особенно сооружение объекта и по­требовало применения особых тех­нических решений. Ресурсная база нефтепровода — месторождения час­тично Западной и, главным образом, Восточной Сибири. Окончание вто­рого этапа проекта нефтепровода ВСТО состоялось 25 декабря 2012 года.

Административные образования, по которым проходит нефтепровод, получили предпосыл­ки для экономического и социально­го развития, многочисленные рабочие места, возможность создания новых производств. При реализации проекта особое внимание уделялось вопросам экологии и снижению негативного воздействия на окружающую среду. По мнению представителей обще­ственности, местные власти присталь­но следили за строительством, по­скольку от успешной реализации этих проектов во многом зависит эконо­мическая и социальная стабильность в районах прохождения нефтяной трубы. Около половины трассы про­ложено вдоль границы с Китаем, что в перспективе позволит активизиро­вать международные экономические связи. В целом, инженерно-геологи­ческие условия трассы ВСТО суще­ственно отличаются по особенностям прокладки трубы и на многих участках с близким к поверхности залеганием пород коренной основы благоприят­ны. Гораздо более сложными являются участки развития каменных развалов, пучения, марей и подземных льдов. Принципиально совершенно верным в плане уменьшения негативных по­следствий было решение создателей нефтепровода прокладывать его под­земным способом, предложенным и обоснованным в Институте мерз­лотоведения им. П.И.Мельникова СО РАН (ИМЗ), и подтвердившим свою надежность на ряде объектов Якутии и Сибири в целом. Особо сложным в геоэкологическом отношении эле­ментом нефтепровода является его переход через одну из крупнейших рек страны Лену в Олекминском рай­оне Якутии.

По результатам изысканий был вы­бран траншейный способ строительст­ва перехода как наиболее апробиро­ванный в разных грунтовых условиях, имеющий самую отлаженную и регу­лируемую технологию строительства. Более 94% переходов нефтепроводов через водные преграды в Российской Федерации, в том числе через Волгу (протяженностью 3409 м), Енисей (800 м) и Обь (1013 м), построены траншейным способом и эксплуатируются без аварий в течение 25 и более лет. После детальных прогнозных расче­тов было принято решение выбрать усовершенствованный траншейный способ прокладки с глубиной траншеи в дне от 5,5 до 7 м.

Подводный переход ВСТО через Лену, по мнению специалистов, яв­ляется уникальным с точки зрения обеспечения надежности объекта, достигаемой за счет использования труб с высоким запасом прочности и повышенных требований к качеству металла.

Вызывающая опасения специалистов предполагаемая активизация экзо­генных процессов в результате про­ведения специальных мероприятий была предотвращена, и все объекты находятся в устойчивом состояний.

В плане расширения первой оче­реди комплекса, 15 декабря 2014 года ОАО «АК «Транснефть» ввело в экс­плуатацию три новые НПС, что по­зволило увеличить мощность нефте­провода ВСТО-1 с 50 до 58 млн. тонн нефти в год. Это позволит выполнить российско-китайские договоренности об увеличении поставок нефти в Китай до 20 миллионов тонн в год. «Газпром нефть» в 2015 году намере­на экспортировать по ВСТО 2,7 млн. тонн нефти, сообщил глава компании Александр Дюков, и 30 % из них будут отправлены в Китай.

Еще один аспект перспективы развития нефтегазовой отрасли Сибири, важнейшей составляющей которой является ВСТО, связан с созданием «Силы Сибири» газопровода, по сво­ему местоположению в значитель­ной степени прилегающего к трассе нефтепровода. Вариант логи­чен, удешевит работы за счет эконо­мии на землеотводах, инфраструктуре. При этом трасса ГТС «Сила Сибири» (особенно ее часть, непосредственно прилегающая к ВСТО) в инженерно­геологическом отношении изучена сравнительно полно. Это по­зволяет предварительно учитывать опасность сложной ландшафтной структуры с высокой сейсмичностью и динамичностью мерзлотной обста­новки и проводить разработанные для ВСТО необходимые природоохранные и компенсирующие мероприятия, реализация которых существенно уменьшит ущерб от освоения.

В первую очередь опасность пред­ставляют высокая сейсмичность и динамичность мерзлотной обстановки, обусловленная широким развитием горных пород с температурой, близ­кой к 0°С, и возможностью их пере­хода из мерзлого в талое состояние и обратно. Наиболее опасны участки активных экзогенных процессов: каменных развалов—курумов, бугров пучения, под­земных льдов, эрозионных процессов, а также участки развития марей.

После согласований на высшем уров­не руководства РФ в июле 2014 года был сварен первый стык и начато стро­ительство газотранспортной системы «Сила Сибири». В первую очередь пла­нируется ввести в эксплуатацию нефтя­ную оторочку Чаяндинского месторож­дения, а позднее якутский газ должен будет пойти на Дальний Восток и далее на экспорт. Более детально проблемы создания «Силы Сибири» освещены в специальных работах. Основной сырьевой базой для газопровода «Сила Сибири» является Чаяндинское неф­тегазоконденсатное месторождение в Якутии, на котором недавно закон­чили бурить последнюю из семи запла­нированных в этом году разведочных скважин. Их средняя глубина около двух километров, работают в режиме испытания, определяющим запасы и качество газа, то есть геолого-разведочные работы вышли на заверша­ющий этап. С 2009 года здесь пробу­рено более 40 разведочных скважин, в первом квартале этого года завер­шены сейсморазведочные работы 3D, в результате которых было изучено 6300 квадратных километров площа­ди Чаянды. По итогам проведенных исследований будет составлена 3D-модель месторождения, которая по­зволит к ноябрю 2016 года получить максимально точную цифру запасов газа. Предполагаемые запасы место­рождения составляют около 1,45 трил­лиона кубометров газа. Одновременно ведется разведка и на Тас-Юряхском НГКМ, которую планируют завершить в первом квартале 2016 года.

Наряду с восточным «Газпром» ре­ализует западный вариант—поставки газа из Западной Сибири на северо-запад Китая по газопроводу «Алтай». Длина этой трассы составит 2,6 тыс. км, а ее маршрут начинается в ЯНАО, про­ходит через Томскую и Новосибирскую области, по Алтайскому краю и Рес­публике Алтай и выходит на северо-запад Китая в Синьцзян-Уйгурский автономный район. Принципиальное мнение о создании двух магистраль­ных ГТС было высказано весной 2006 года, когда в ходе визита в КНР В.В.Путин заявил, что в эту страну из России будет построена система ГТС. Газ пойдет в Китай по двум маршру­там, как из Восточной, так и Западной Сибири. Окончательное соглашение было достигнуто 9 ноября 2014 года в Пекине на встрече руководите­лей стран Си Цзиньпина и Владимира Путина. В ходе ее были подписаны меморандум и рамочное соглашение о поставках газа в Китай по «западно­му маршруту», предусматривающие их начало в 2019 году. Таким образом, было заключено окончательное меж­государственное соглашение, в соот­ветствии с которым «Газпром» будет поставлять в КНР 68 млрд. кубометров газа в год.

Разнообразные природные условия предполагаемой трассы ГТС «Алтай» также сложны и экстремальны в инженерно-геологическом плане, особенно высокогорное плато Укок. Оно находится в южной, наиболее возвы­шенной, части Алтая, на стыке границ России, Казахстана, Китая и Монголии среди скалистых, достигающих высоты около 3000 м гор.

Учитывая особую актуаль­ность создания трубопровода и весьма слабую изученность его южной части в инженерно-геокриологическом отно­шении, ИМЗ решено в одно из звеньев системы мерзлотно-геотермического мониторинга Сибири включить терри­торию юга трассы «Алтай» в пределах Республики Алтай.           

На элементах рельефа с различ­ными экспозицией и абсолютными отметками от 1200 до 2800 м обору­дована сеть системных наблюдений за температурой горных пород. По их результатам установлено, что в диапазоне высот 1800—2100 м современные массивы многолетнемерз­лых толщ мощностью от 20 до 50 м развиты в пределах склонов холод­ных (северных и северо-западных, северо-восточных) экспозиций. Тем­пература мерзлых пород на глубине 15 м варьируется от -0,2 до            -1,2 °С.

Комплексный анализ всех полу­ченных для южной части ГТС «Алтай» материалов позволил высказывать следующие соображения. ММП име­ют разнообразный характер развития от редкоостровного в предгорье и низкогорье на высоте до 1800 м, где мерз­лые толщи непосредственно занима­ют до 15 % площади, до прерывистого и слабо прерывистого в высокогорье, выше 2600 м, при площади более 70%. Мощность многолетнемерзлой толщи, оцененная по непосредствен­ным наблюдениям и на основе ландшафтно-криоиндикационного под­хода, в зависимости от состава пород, растительности, экспозиции и т.д., варьируется от 30—50 м на отметках 1900—2200 м, до 250—300 м на высотах порядка 2700—2900 м.

В целом районы плоскогорья Укок, Чуйской степи и иных высокогорных областей Алтая отличаются суровыми природно-климатическими условия­ми, приводящими к формированию обширных горных остепненных и опустыненных пространств, слабой инфильтрации атмосферных осадков и, в результате, сильному заболачи­ванию. Там развиты практически все присущие внутриконтинентальному высокогорью катастрофические и осо­бо опасные природные процессы: солифлюкция, криогенные оползни, скольжения и обвалы, термокарстовые озера, подземные пластовые и жиль­ные льды, лавины, высокая сейсмич­ность и т.д.

Компания «Газпром» и Китайская национальная нефтегазовая компания (CNPC) 03.09.2015 г. в присутствии пре­зидента РФ Владимира Путина и пред­седателя КНР Си Цзиньпина подписа­ли меморандум о взаимопонимании по проекту поставок природного газа и строительству третьего газопрово­да в Китай с российского Дальнего Востока. Глава «Газпрома» Алексей Миллер отметил, что в соответствии с документом, предусматривается строительство третьего маршрута по­ставок газа в Китай наравне с «вос­точным» и «западным» вариантами.

Китайские компании подключились к газовым проектам на российском арктическом шельфе и на шельфе Сахалина, есть хорошие перспективы для совместного освоения угольных месторождений в дальневосточных регионах.

Пока проект строительства третье­го маршрута поставок газа в Китай не имеет собственного названия. Он находится на самой начальной стадии, не выбран даже вариант прохождения трассы, которая предположительно получит начало от пролегающего вблизи государственной границы РФ и КНР участка ГТС «Сила Сибири».

Использование са­мых лучших достижений в проекти­ровании, строительстве и эксплуата­ции нефтепровода обеспечили новой нефтепроводной системе высокий уровень надежности и умеренное воздействие на окружающую среду. Перспективы в плане обеспечения трубопроводов ресурсами просма­триваются достаточно отчетливо. Для ВСТО источниками заполнения трубы, кроме упомянутых выше месторождений, могут стать Ванкорское НГКМ на севере Красноярского края, где добыча уже в 2008 году состави­ла около 1,9 млн. тонн, а в 2009 году 9,8 млн. тонн с предполагаемым дальнейшим ростом и Верхнечонс­кое месторождение, расположенное на севере Иркутской области с добы­чей 7—8 млн. тонн в 2011 году. «Сила Сибири» вполне обеспечена запасами Чаяндинского НГКМ в юго-западной Якутии и Ковыктинского на севере Иркутской области. В последнее время «Газпром» планирует ввод в промышленную эксплуатацию Чаяндинского месторождения не ранее 2019 года, Ковыктинского месторождения (вклю­чая Чиканское месторождение) не ра­нее 2021 года. Планируемый уровень добычи на Чаяндинском месторожде­нии составит 25 млрд. кубометров в год, на Ковыктинском 35 млрд. кубометров в год. Согласно планам «Газпрома», Чаяндинское и Ковыктинское место­рождения будут объединены общей газотранспортной системой, которая, будет поставлять газ через Хабаровск до Владивостока. На первом этапе решено построить магистральный газопровод «Якутия — Хабаровск — Владивосток», на втором этапе (срок не определен) Иркутский с Якутским центрами газодобычи будут соедине­ны газопроводом. От середины тру­бы, в районе Благовещенска, будет построен отвод на восточный Китай с выходом в Дацин.

 

Заключение

Добыча и транспортировка углеводородов в Сибири имеют свою геоэкологическую специфику. Ранее было показано отрицательное влияние объектов добычи, транспортировки и переработки жидких и газообразных углеводородов на окружающую среду Сибири, связанное с загрязнением атмосферы, почвенно-растительного покрова, природных вод, с изме­нением инженерно-геологических, геокриологических и гидрогеологиче­ских условий. Часть этих послед­ствий носят региональный характер. Игнорирование этих особенностей, недостаточное изучение последствий нарушения естественных процессов тепло- и массообмена в горных породах вызывают серьезные осложнения при строительстве и эксплуатации линейных объектов нефтегазового комплекса — трубопроводов. Ранняя, по сути начальная, стадия проектиро­вания всех, кроме ВСТО, систем, пока не позволяет высказать конкретные соображения по компенсационным геоэкологическим и геотехническим мероприятиям, необходимым для наиболее сложных, существенно отли­чающихся по особенностям проклад­ки трубы, участков трасс — главным образом площадей широкого разви­тия негативных экзогенных явлений. Более благоприятны в отношении прокладки участки с близким к по­верхности залеганием пород корен­ной основы, серьезно упрощающим условия строительства.

Реализация каждого проекта вклю­чает ряд положительных и негативных моментов. Так трасса первой ГТС «Сила Сибири», особенно ее часть, непосред­ственно прилегающая к ВСТО, в инженерно-геологическом отношении изучена сравнительно полно, что позволяет уже на стадии проектиро­вания учесть сложную ландшафтную структуру с высокой сейсмичностью и динамичностью мерзлотной обста­новки. Это позволяет заранее предус­мотреть необходимые природоохран­ные и компенсирующие мероприятия, реализация которых существенно уменьшит ущерб от освоения. В то же время, инженерно-геологические усло­вия трассы ГТС «Алтай», особенно его наиболее высокогорного и труднодо­ступного района плато Укок, изучены крайне ограниченно, и это создаст неизбежные проблемы на стадиях его проектирования, строительства и экс­плуатации. При оценке целесообраз­ности и безопасности его создания особо следует учитывать, что согласно предварительному проекту планиру­ется провести трассу через террито­рию природного парка уникального высокогорного плато Укок, входящего в список объектов всемирного насле­дия ЮНЕСКО и считающегося алтайцами сакральным местом.

Отметим, что прямой без транзит­ных стран маршрут газопровода может пройти только по плато Укок и в окрестностях озера Канас, располо­женного в Синьцзяне. Если исключить эти территории, то строить газопро­вод придется через третью страну— Казахстан или Монголию. И россий­ские, и китайские власти считают это неприемлемым.

Необходимо учесть, что газопро­вод «Алтай» в Западной Сибири в два раза короче «Силы Сибири» в Восточной Сибири. Сопутствующая инфраструктура в Западной Сибири также более развита, чем в Восточной. И наконец, в Западной Сибири не тре­буется разрабатывать совершенно новые месторождения, как в Восточной. Ресурсная база для «Силы Сибири» — это Чаяндинское и Ковыктинское ме­сторождения, где совокупный объем подтвержденных извлекаемых ре­сурсов составляет 3 трлн. кубометров газа. Ресурсная база для газопровода «Алтай» — это традиционные место­рождения Западной Сибири, которые разрабатывают с советских времен. Кроме того, газ именно из этих земель давно идет в Европу.

Нефтепроводная система «Восточ­ная Сибирь — Тихий океан» является мощным инструментом социально- экономического развития Сибири и Дальнего Востока, так как вовлека­ет в оборот ресурсный и производст­венный потенциал этих регионов. Помимо очевидных выгод (создание новых рабочих мест, увеличение налоговых отчислений), строительство нефтепровода стимулирует поиск но­вых и ввод в эксплуатацию существу­ющих нефтяных месторождений, что ускорит развитие российского топлив­но-энергетического комплекса и дру­гих отраслей народного хозяйства.

Учитывая, что степень преобразования природных сред района нефтепровода пока оста­ется умеренной, особое внимание при проведении мониторинга следует уделить следующим аспектам:

-                 изучению степени механических воздействий на поверхностные компоненты геосистем (микро­рельеф, почвенно-растительный покров, поверхностные и грунто­вые воды, сезонно- и многолет­немерзлые породы);

-                 изучению последствий механи­ческих воздействий и динамики мерзлотных условий (глубин сезонного оттаивания и промер­зания грунтов, их температур, мощности мерзлой толщи и т.п.) и экзогенного рельефообразования;

-                 контролю за состоянием трубы и иных объектов трассы;

-                 разработке рекомендаций по умень­шению ущерба от освоения и его компенсации.

Опыт проектирования, строительства и начала эксплуатации ВСТО, учитывая его современное состояние, может быть рекомендован к использованию при создании новых магистральных ГТС.

 

М.М.Шац, к.г.н., ведущий научный сотрудник Института

 мерз­лотоведения  им. П.И. Мель­никова СО РАН, Якутск

«ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ [теория и практика]»,  № 04 (50) 2015г.

 

2.Пробудить гиганта

 

На Самотлоре можно извлечь еще 1 миллиард тонн нефти.

В этом году исполнилось 50 лет со дня открытия одного из самых крупныхв мире Самотлорского месторождения с геологическими запасами более 7 млрд. т, где в 1980 годах добывалось около четверти нефти в СССР. Пережив бурный расцвет более 35 лет назад, Самотлор с остаточными извлекаемыми запасами порядка 1 млрд. т.     по-прежнему остается гигантом и вторым по величине добычи месторождением «Роснефти» в Западной Сибири. В прошлом году здесь было добыто около 22 млн. т, с начала разработки - 2,7 млрд. т. Сейчас «Роснефть» применяет различные способы интенсификации добычи, среди которых - активное разбуривание продуктивных залежей. В течение трех лет компания планирует запустить свыше 600 новых скважин.

Самотлорское месторождение было открыто в 1965 году в ХМАО. Первая разведочная скважина дала при­ток нефти 1 тыс. т/сут. Геологические запасы были оценены в 7,1 млрд. т, извлекаемые — 2,7 млрд. т. Про­мышленная нефтегазоносность выявлена в 18 продуктивных пластах, приуроченных к юрской и меловой системам. Над главным куполом, который залегает на глубине 3 тыс. м, обнаружена огромная газовая шапка. Нефть низкосернистая плотностью 845-850 кг/м3. Месторождение занимает площадь более 1,7 тыс. км2.

Освоение Самотлора началось практически сразу. В марте 1965 года в Тюменской области объявили 16 ударных строек по его обустройству, строи­тельству Нижневартовска, ГРЭС, нефтепровода, газоперерабатывающего завода, железной и авто­мобильных дорог. В промышленную эксплуатацию месторождение запустили в 1969 году.

С конца 1990 годов лицензией на разработку Самотлора владела ТНК (впоследствии ТНК-ВР), в 2013 году актив перешел «Роснефти». По итогам про­шлого года Самотлор обеспечил 11% общей добычи госкомпании. Сейчас на месторождении действует 8902 добывающих и 3901 нагнетательных скважин. Всего здесь пробурено более 18 тыс. скважин.

 

Время фонтанов

Самотлорское месторождение располагается на болоте, центральный его купол находится под озером Самотлор площадью примерно 60 км2. Советским нефтяникам пришлось разрабатывать собственную технологию добычи, потому что в мировой практике опыта работы в условиях сплошного болота, да еще на Крайнем Севере не было. Первоначально pacсматривалось два варианта обустройства. По перво­му предлагалось осушить болотистую местность. От осушения нефтяников остановила угроза пожаров: сочетание сухого торфа с нефтью могло бы приве­сти к катастрофе.

Рассматривался и «бакинский» вариант, когда болота разрабатывались бы как мелководный шельф с буровых платформ. Но технические сложности реализации и дороговизна такого проекта останови­ли разработчиков, которые нашли третий путь. На Самотлоре начали создавать искусственные остро­ва для буровых вышек. Это позволило работать на месторождении, не опасаясь, что буровые вышки уйдут на дно. Впервые в мире здесь использовался метод плавающей насыпи, который теперь применяется повсеместно в Западной Сибири.

Самотлор осваивался невиданными темпами. Такого интенсивного бурения страна еще не знала. Но и отдача была колоссальная. В то время скважи­ны давали по 200-300 т ежесуточно на фонтаниру­ющем режиме, а иногда «фонтан» достигал 1000 т. В основном бурение велось кустовым методом наклонно-направленными скважинами. Кусты сква­жин располагались по периметру озера.

Через пять лет после начала добычи Самотлор давал уже 100 млн. т/г. На пик месторождение вышло в 1980-м, когда за год добывалось 159 млн. т. Но вместе с интенсивной разработкой росло и обводнение. Добыча начала стремительно падать. В 1990 году она составила 60 млн. т, в 1995 — 20 млн. т, в 1998 — 15 млн. т. К этому времени обводнен­ность месторождения достигла 92%. Бурение почти прекратилось. Некоторые эксперты предсказывали быстрое угасание Самотлора.

 

15 лет после пика

В 1997-1998 годах межведом­ственная экспертиза показала, что для извлечения оставшего­ся на Самотлоре 1 млрд. т запасов необходимо пробурить 4500 сква­жин, обустроить 3200 стволов на эксплуатируемых скважинах, провести 33 тыс. мероприятий по повышению нефтеотда­чи пластов, реконструировать инфраструктуру. Необходимые инвестиции тогда оценивались в $8-10 млрд. Самотлорское месторождение даже включили в спи­сок проектов, которые должны были разрабатываться на усло­виях соглашений по разделупродукции (СРП). Правда, в таком режиме оно так и не заработало.

В 2000-2002 годах на Самотлоре было восстановле­но более 300 скважин. Кроме того, велась активная доразведка месторождения, 3D сейсмика позволи­ла открыть семь новых залежей. Благодаря этому запасы в начале 2000 годов были переоценены — начальные извлекаемые повысились на 0,8 млрд. т - до 3,3 млрд. т. Таким образом, оказалось, что в недрах Самотлора осталось больше нефти, чем предполага­лось ранее, — 1,15 млрд. т.

Больше всего нефти ТНК-ВР добыла в 2005 году — 32 млн. т. Компания рассчитывала удержать добычу на Самотлоре на уровне 30 млн. т. До 2027 года планировалось пробурить 1700 скважин и сделать зарезку от 1700 до 2000 боковых стволов, инвестировать с 2007 по 2011 год по $1 млрд. ежегодно. Однако ожида­ния не оправдались. С 2007 года добыча вновь стала снижаться, и довольно резко.

 

Новое для Самотлора

По словам представителя «Роснефти», трудноизвлекаемые запасы Самотлора требуют современных тех­нологий, поэтому был изменен подход к ГТМ: улучши­лось качество и увеличилось количество операций по ограничению водопритока, зарезке боковых стволов, бурению горизонтальных скважин.

Некоторые из инновационных разработок для Самот­лора внедряются впервые в отрасли. Например, для ремонтно-изоляционных работ используется селек­тивная изоляция водопритоков с помощью кремний-органических тампонажных материалов, полимерной добавки, для ликвидации скважин применяется тампонажная композиция.

 

Узнать лучше

В 2004-2013 годах проводилась доразведка место­рождения, когда более 80% территории Самот­лора было покрыто сейсмикой 3D. Интенсивные ГРР позволили уточнить представление о строе­нии месторождения, ввести в эксплуатацию новые залежи. Как сообщили OGJRussiaв «Роснефти», за последние пять лет прирост извлекаемых запасов составил 8,3 млн. т.

 

Бурить не перебурить

«Роснефть» продолжает курс на интенсивное буре­ние на Самотлоре. Впрошлом году на Самотлоре «Роснефть» пробурила 102 скважины, провела 280 операций по зарезке боковых стволов и около 3 тыс. ГТМ, что позволило получить дополни­тельно более 2 млн. т нефти.

Главные усилия компания направляет на раз­работку «рябчика» — пластов АВ1(1-2)', где осталось более половины запасов. На них приходится 54% новых скважин, на ЮВ1 — 19%, АВ1-3 — 12% и пла­сты группы БВ. Для снижения инфраструктурных расходов на старых кустах компания использует мобильные буровые установки.

 

Расширить границы

Приращивать добычу «Роснефть» пытается и за счет новых участков. В мае этого года компания ввела в эксплуатацию Южно-Мыхпайское месторождение с запасами категорий С1 + С2 около 5 млн. т. Одно­именный лицензионный участок площадью 54 км2 «Самотлорнефтегаз» приобрел три года назад.

«Роснефти» удается поднять упавшую при ТНК- ВР добычу. В прошлом году компания добыла 21,8 млн. т нефти. По словам представителя «Роснеф­ти», главная задача для Самотлора — стабилизиро­вать добычу нефти. Пока ВИНК смогла значительно снизить темпы падения.

 

Татьяна Яковлева-Устинова, обозреватель OGJRussia,

 «Oil & Gas Journal Russia», №10, 2015г.

 

 

3.Абсолютный лидер бережливого производства

 

Еще лет десять назад «бережливые» предприятия в России можно было пересчитать по пальцам одной руки. Сегодня сотни компаний, которые озадачились управлением издержек, внедряют программу «Бережливое производство».

Управляющая компания «ТМС групп», созданная де­сять лет назад, является одним из ведущих нефтесер­висных предприятий в России, оказывающим услуги по ремонту, производству и обслуживанию нефте­промыслового, глубинно-насосного и бурового оборудования, а также по производству изолированной трубной продукции по­вышенной надежности.

Внедрять принцип «бережливого производства», или так на­зываемых ЛИН-технологий (от англ. leanproduction) «ТМС групп» начала еще в 2008 году. В результате на условные вложенные 100 рублей инвестиций во внедрение, обучение, оптимизацию техно­логического процесса, переустройства, покупки инструментария и другие виды деятельности компания смогла получить 5000 ус­ловных рублей экономического эффекта. Но главное - это то, что предприятие стабильно развивается и имеет прибыль; идет уве­личение портфеля заказов и объемов производства, даже в сегодняшние непростые с экономической точки зрения времена.

Опыт компании по внедрению системы постоянного со­вершенствования признан лучшим в России.

С тех пор компания и управляемые ею организации не раз становились абсолютными победителями конкурса и еже­годно номинировались на эту престижную премию, снискав городу Альметьевску славу столицы российской производительности.

Для обеспечения качества оказываемых услуг, а также повыше­ния квалификации и безопасности сотрудников компания реали­зует современные программы технической подготовки, обучения методам повышения качества, охраны труда, проектного и про­цессного управления. При этом социальная политика ориентирована на поддержку молодежи, профессиональный и карьерный рост сотрудников. Для «ТМС групп» рациональная организация труда в условиях рынка оказалась бесспорным инструментом для достижения желаемых результатов в развитии бизнеса.

Постоянными деловыми партнерами «ТМС групп» являют­ся лидеры отрасли - такие нефтяные компании, как «Татнефть», «Сургутнефтегаз», «Удмуртнефть», а также независимые нефтя­ные компании. Каждый из них для «ТМС групп» - ценный клиент.

«ТМС групп» является обладателем золотой медали в номи­нации «Товарный знак ЛИДЕР» на международном московском салоне изобретателей и новаторов.

Перед коллективом были поставлены задачи увеличе­ния прибыли и объема производства и улучшения качества услуг. Простым «вливанием» денег, покупкой нового станка или созда­нием новых производств эти вопросы не решить. В условиях конку­рентной среды надо работать над раскрытием внутренних резервов, сокращением издержек, находить узкие места потерь.

Оказалось, что все решается определенным набором инстру­ментов - стандартизацией рабочих мест, внутрипроизводственным обучением, поддержанием всеобщей производительности. А для этого все члены коллектива должны обладать определенными базо­выми знаниями и навыками. Первыми шагами внедрения бережливого производства как раз стали обучение ведущих инженеров и руководителей компании и открытие пилотных проектов по основным ее инструментам — системе «5С», картированию потока создания ценности, обучению на производстве (TrainingWithinIndustry— TWI) и реализации системы обслуживания оборудова­ния TPM(TotalProductiveMaintnance). За сравнительно короткое время проекты дали положительные результаты.

Элементы новой производственной системы в компании сначала внедряли на отдельных участках — для того чтобы, апробировав на них технологии, экстраполировать полученные знания на все про­изводство в целом. Когда в компании было 500 работников, тре­бовалось создать команду улучшения всего из четырех человек, и поверьте мне, это удалось только административным методом - в некоторых моментах пришлось проявить настойчивость.

Однако на одной воле и жестких мерах долго не протянуть. Административные рычаги можно применять только на входе в бережливое производство. Как говорится, насильно загнать в реку и крестить мож­но лишь один раз, но дальше нужно вовлечь персонал в необходимые преобразования, чтобы сделать их необратимыми. Вовлечение же идет через передачу знаний - внедрение системы обучения на рабочих ме­стах, внутри производственной системы, обучение лидеров на более серьезных площадках - действующих предприятиях, где бережливое производство уже внедрено. Нужно было изменить отношение работ­ников к потерям на рабочем месте, научить видеть и оценивать свою работу с точки зрения клиента. Со временем у нас сформировался круг сотрудников, которые стали лидерами направлений. Они взяли на себя ответственность за важные для компании процессы и успешно управ­ляют ими. Фактически они руководят определенным сегментом деятельности компании - умеют четко формулировать цели и доводить их до команды, обладают навыками организации командной работы и соз­дания комфортной рабочей среды внутри команды за счет обучения и вовлечения, четкого распределения работ. Сегодня таким лидерам мож­но передать управление стандартным набором процессов, что нами на данный момент и практикуется, а у работников сформировалась привычка работать «в человеческих условиях» и появилось осознание собственной значимости в цепи улучшения производственного процесса.

В Татарстане бережливое производство поддерживается на государственном уровне. Во-первых, для этого создана специальная среда, объе­динившая партнеров по бизнесу. Можно перечислить предприятия, которые активно внедряют ЛИН-технологии, - это «Татнефть» и «КАМАЗ», а также ряд крупных предприятий Казани, среди которых Казанский вертолетный завод, обувная фабрика «Спартак» и другие. 

Прово­дятся республиканские производственные конкурсы, например, такие как «Руководитель года», где одним из факторов определения лидерства являются элементы внедрения бережливого производства на предпри­ятии.

В феврале 2015 года в компанию пришло сообщение о победе Рена­та Нугайбекова – директора компании «ТМС» в ежегодном конкурсе «Российский Лидер Качества». Диплом лауреата уже занял свое место в копилке наград компании!

 

«Oil & Gas Journal Russia», №10, 2015г.

 

4.Рамиль Бахтизин: «Транснефть» - наш важнейший стратегический партнёр

 

О многолетнем сотрудничестве Уфимского государственного нефтяного технического университета и компании «Транснефть» журналу «ТНН» рассказал ректор УГНТУ.

-На сегодня «Транснефть» — это наш важнейший стратегический партнер: у нас есть отдельный фа­культет, готовящий кадры для компании, да и другие факультеты тоже выпускают специалистов, чьи ком­петенции могут найти применение в трубопроводном транспорте. Среди руководителей дочерних обществ «Транснефти» — генеральных директоров, главных инже­неров, топ-менеджеров — немало наших выпускников. Смысл этого сотрудничества в том, что нефтепро­водная компания получает высококвалифицированных специалистов, а вуз — возможность их такими фор­мировать. Говоря производственным языком, система нашего взаимодействия выстроена таким образом, что некий «товар» мы видим и оцениваем не на выходе, а в течение всего процесса его изготовления, влияя при этом на его качество. К примеру, мы получаем от дочерних обществ компании задания на квалификаци­онные и выпускные работы. И это отнюдь не теорети­ческие изыскания, а актуальные, востребованные темы, которые позволяют на примере конкретных объектов и разработок увидеть возможности будущего сотрудни­ка, оценить его познания в производстве, нормативной базе.

-С помощью АО «Транснефть — Урал» мы совместно с кафедрой гидравлики создаем еще одну лабораторию — для исследования прокладки тру­бопроводов в вечномерзлых грунтах, — рассказывает завка­федрой транспорта и хранения нефти и газа Борис Мастобаев, который работает в УГНТУ уже 41 год. — Будем экспериментально исследовать особенно­сти эксплуатации нефтепрово­да в подобных условиях, изучая такие процессы, как протайка грунта, просадка трубы...

Компания оказывает «Транснефть» финан­совую поддержку и молодым преподавателям, помогая уни­верситету сохранять кадры, и тем, кого по праву называют золотым фондом ФТТ.

С 2014 года «Транснефть» начала выделять гранты для педагогов: каждый — по 180 тыс. руб. в год.

Кроме того, мы активно привлекаем сотрудников АО «Транснефть — Урал» к чтению лекций нашим сту­дентам, к участию в работе государственных аттестационных комиссий. Даже защита дипломных работ у нас проходит на площадке Общества. Мы понимаем, что нужны друт другу, и «Транснефть — Урал» де-факто считает нас своим вузом, а мы ценим его как главного партнера, помогающего вести учебный процесс на со­временном уровне.

Сейчас, на мой взгляд, есть возможность вывести наши отношения на новый уровень. В планах появление у нас подразделения «НИИ Транснефть». Ведь в нашем взаимодействии с «Транснефтью», помимо подготовки кадров и программ переподготовки, есть такое направле­ние, как НИОКР, где мы участвуем в основном в работах по диагностике оборудования. Мы внутри университета создали практически проектный институт и доказали свою состоятельность: прошли предквалификационное обследование по диагностике и проектированию и во­шли в реестр ОАО «АК «Транснефть». На сегодняшний день мы выполняем для компании НИОКР на сумму 200 — 250 млн. руб. в год.

Факультет трубопроводного транспорта, безусловно, ведущий факультет нашего уни­верситета, одна из визитных карточек УГНТУ. Когда к нам приезжают послы зарубежных стран, руководите­ли компаний, другие высокие гости, мы показываем им факультет как наиболее технически оснащенный.

Сегодня мы обдумываем идею, чтобы в ближайшем будущем придать ФТТ статус института внутри УГНТУ.

-В этом году мы послед­ний раз выпустили инженеров-специалистов с пятилетним обучением, теперь останутся только бакалавры и магист­ры, — сообщает профессор. - Я многих своих диплом­ников вижу на ключевых постах в различных дочерних обществах «Транснефти», и это очень приятно, — вступает в разговор Андрей Нечваль — представитель преподава­тельской династии. Его отец работал на факультете трубо­проводного транспорта тогда еще Уфимского нефтяного института.

Кстати, руководители тоже время от времени садятся за парты. УГНТУ проводит про­граммы повышения квалифи­кации для генеральных дирек­торов и главных инженеров дочерних обществ, знакомя их с ведущими технологиями, оборудованием, новыми подходами к эксплуатации трубо­проводов. Тут они могут также пообщаться друг с другом, обменяться опытом.  

 

Михаил Калмацкий, «Трубопроводный транспорт нефти», №08, 2015г.

 

5.В стране незаходящего солнца

 

Строительство нефтепровода Заполярье-Пурпе  уверенно приближается к финишу. Солнце, которое  в это время года ни на минуту не заходит  за горизонт, позволяет работать круглые сутки. На кончной точке магистрали – ЛПДС «Пурпе» - выполнен  основной объём работ, а Ноябрьское УМН АО «Транснефь – Сибирь» готовится принять  в эксплуатацию новые производственные объекты.

На 487 км протянулась по вечной мерзлоте самая северная магистраль «Транснефти». От края земли и до края - безбрежная, бесконечная равнина, где воды, наверное, столько же, сколько и мягкой, словно губка, земли.

Ни холмика, ни жилья, ни человека. Только бело-зеленый ягель да бурые кочки багульника. И четкая линия нефтепровода, пересекающая это загадочное болотно-озерное пространство. За короткое лето поверхность тундры оттаивает примерно на 50 см в глубину, а ниже, почти на 500 м, лежит слой многолетней мерзлоты, который не таял уже десятки тысяч лет. Этот «холодильник» прекрасно сохранил останки древних животных, и бивень мамонта здесь не такая уж редкая находка. Кстати, знаменитый мамонтенок Люба, найденный оленеводами в 2007 году, тоже из этих мест. А какой ажиотаж вызвала у ученых загадочная 70-метровая воронка, появившаяся в прошлом году в Ямальском районе! Но, конечно же, не только ради ценных артефактов и научных сенсаций берегут эту мерзлоту нефтепроводчики. Слишком ранима хрупкая природа Заполярья, неосторожное вмешательство человека может повлечь за собой необратимую экологическую катастрофу, поэтому проектом предусмотрено все: от защиты криосферы (особая оболочка Земли, для которой характерно наличие льда) до специальных оленьих переходов.

На самом северном участке трассы, от нулевого до 151-го километра, завершена сварка третьей очереди магистрали. Теперь нефтепровод Заполярье - Пурпе сварен полностью и по большей части проверен на прочность и герметичность. Сейчас строители готовятся к испытаниям основной и резервной ниток на подводном переходе через реку Таз, на очереди тщательная внутритрубная диагностика. Началом трубопроводной системы станет ГНПС № 1. Станция будет сдана в эксплуатацию в 2016 году, именно она первой примет нефть новых северных месторождений. Пока добраться до строительной площадки можно только по воздуху, а до линейной части, как правило, вездеходом, ведь вдольтрассовые проезды обустроены еще не везде.

Южнее по трассе голая тундра сменяется перелесками из тонких лиственниц и карликовых берез, а к ее концу они уже становятся настоящим лесом. Здесь, на последнем, 487-м километре, нефтепровод подходит к своей конечной точке - ЛПДС «Пурпе».

Подогрев нефти необходим для соблюдения режима транспортировки. Заполярная нефть довольно вязкая, а в надземном трубопроводе она будет существенно охлаждаться, особенно зимой.

С помощью специального оборудования углеводородное сырье нагреется до 60°С, что обеспечит его оптимальную вязкость и устойчивую работу насосных агрегатов на станциях.

 

Вадим Оноприюк, «Трубопроводный транспорт нефти», №08, 2015г.

 

6.Глядя в трубу

 

Весьма символично, на наш взгляд, что главное соглашение, подписанное на недавнем Восточном экономиче­ском форуме, касается сотрудничества не с Востоком, а с Западом: «Газпром» и группа западных компаний подпи­сали во Владивостоке Соглашение акционеров для создания газопроводной системы «Северный поток 2» с целью увеличения поставок природного газа из РФ в ЕС. Может показаться, что если раньше «Газпром» считал необходи­мым пугать своими восточными проектами Европу, то теперь пришло время пугать восточных партнеров (в первую очередь - Китай) активизацией на западном направлении.

Китай, что говорить, разочаровывает. Официальный Пекин явно не разделяет того энтузиазма в части развития сотрудничества в ТЭК, который декларируется в Москве, и главное - не дает денег. А действенных контрмер у нас нет...

«Северный поток 2» - это не контрмера. Это гарантия ЕС от резкого сокращения поставок голубого топлива из России после 2019 года, когда истечет контакт «Газпрома» на транзит через Украину. Такой риск сейчас есть, и «Газ­пром» согласился разделить его с основными потребителями. На дополнительные же объемы поставок газа в ЕС рас­считывать пока не приходится вне зависимости от маршрутов - потребление там падает, и прогнозы неутешительны.

Но на Востоке это прекрасно понимают, и поэтому «Северный поток 2» вряд ли поможет «Газпрому» в перегово­рах с его китайскими партнерами.

 

«НЕФТЬ и КАПИТАЛ», №06, 2015г.

 

7.Точки роста

 

По итогам первой половины текущего года добыча жидких углеводородов в России снова обновила рекорд, добавив 1,23% к аналогичному прошлогоднему показателю. По весу при­рост составил внушительные 3,25 млн. тонн. И произошло это на фоне падения производства у лидеров отрасли. В корпоратив­ном разрезе это «Роснефть» (-0,82%, или почти 800 тыс. тонн), в региональном - ХМАО (-2,65%, или 3,3 млн. тонн). Так кто же тянет добычу наверх?

Почти весь прирост первого полугодия обеспечили компании, которые официальная статастака относит к категории «Прочие производители». Соответственно ВИНК, «Газпром», «НОВАТЭК» и операторы СРП вместе сработали примерно на уровне прошлого года, а позитивная динамика по вышеперечисленным компаниям и группам компаний была зафиксирована только у «Газпрома».

«Прочих производителей» в России много - свыше 150 единиц, но большинство из них добывают слишком мало, чтобы влиять на общеотраслевую статистику. Поэтому выявить героев полугодия на самом деле несложно - ими являются «Арктикгаз» и «Иркутская нефтяная компания» (ИНК), в сумме добывшие на 3,4 млн. тонн больше, чем за первое полугодие 2014 года.

 «Арктикгаз», совместное предприятие «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа», нарастил добычу почти на 2,8 млн. тонн! Это стало возможным благодаря активному обустройству принадлежащих компании месторождений на территории ЯНАО  Целевая продукция «Арктикгаза» - природный газ и газовый конденсат. Мощности компании по конденсату, по официальным данным, составляют 7 млн. твг, при этом в начале лета среднесуточная до­быча превысила эквивалент 8 млн. твг. Данный факт позволяет предположить, что «эффект ввода» - взрывной рост добычи - у «Актикгаза» остался в прошлом, и уже в следующем году роль «Актикгаза» как драйвера роста производства жидких углеводородов в России будет не столь значима, как сейчас.

Кстати, усилиями «Актикгаза» и других газодобывающих компаний в 2015 году в ЯНАО конденсата будет добыто больше, чем нефти, - впервые в истории.

ИНК после подключения промыслов компании к ВСТО на­ращивает добычу нефти и конденсата уже несколько лет подряд. В прошлом году - более чем на 40%. В первом полугодии 2015- го прирост составил 36%, или более 600 тыс. тонн, - это блестя­щий результат, учитывая ограниченность и трудноизвлекаемость запасов компании. В то же время заявлен план ИНК - добыть в 2015 году 6 млн. тонн, или на 50% больше, чем в 2014-м. Но, судя по графику первого полугодия, ИНК не идет на 6 млн. тонн - воз­можно, получится 5 млн., чуть больше, но никак не 6 млн... В при­нципе это может свидетельствовать о том, что существующие мощ­ности ИНК приблизились к пику производительности или уже до­стигли его. И, значит, совсем скоро ИНК предстоит решать обы­чную для нефтяников задачу компенсации естественного падения добычи на старых промыслах за счет запуска новых. Отметим здесь, что в ближайших планах ИНК - создание газовых промы­слов на своих традиционных месторождениях, что, кроме проче­го, обеспечит компании рост добычи конденсата. Однако, как и в случае с «Арктикгазом», маловероятно, чтобы в 2016 году ди­намика добычи ИНК была заметна в общеотраслевом масштабе.

На следующий год, чтобы сохранить позитивную динамику, «нефтянке» нужны какие-то другие точки роста.

 

«НЕФТЬ и КАПИТАЛ», №06, 2015г.

 

8.Прячем газовые цифры?

 

Первые тревожные ожидания появились в апреле, ког­да на сайте Минэнерго в очередной статистической сводке отсутствовали традиционные для таких сводок данные по внутреннему потреблению и экспорту природного газа из России. В мае ожидания стали еще более тревожными, по­скольку теперь в сводке Минэнерго отсутствовало уже и производство газа. Дальше - больше. Росстат исключил природный газ из ежемесячной сводки «О промышленном производстве», а ЦЦУ ТЭК, официальный поставщик нефте­газовой статистики, перестало отдельно публиковать дан­ные по добыче газа «Газпромом».

К концу лета цифры пошли. По данным сайта Минэ­нерго, падение добычи газа в России за январь-июнь 2015 года к аналогичному периоду прошлого года превысило 20%. Но это, по нашему убеждению, неправильная оценка. Более правдоподобно выглядит статистика Росстата из до­кладов «Социально-экономическое положение России». Согласно этому источнику, производство газа в России за первое полугодие снизилось примерно на 8%, причем па­дение добычи природного газа отчасти было компенсиро­вано ростом добычи и полезного использования газа по­путного.

На основе имеющейся информации можно однознач­но утверждать, что основное снижение добычи газа в Рос­сии пришлось именно на «Газпром». Согласно ежеквар­тальному отчету компании, ее добыча газа в первом полу­годии 2015 года составила 205,3 млрд. м3. Это меньше, чем во втором полугодии прошлого года (208,6 млрд. м3), а это до последнего времени было абсолютно худшее полугодие «Газпрома». И меньше, чем в худшем первом полугодии, ко­торое пришлось на кризисный 2009 год, когда добыча «Газ­прома» составила 216,4 млрд. м3. «Газпром», таким обра­зом, уверенно движется к очередному антирекорду - при определенных обстоятельствах добыча компании по итогам 2015 года не дотянет до 400 млрд. м3.

Причина - снижение спроса на газ. По данным ФТС, в первом полугодии физические объемы экспорта природно­го газа в дальнее зарубежье упали на 4,1%, в страны СНГ - на 31,4%. Суммарно экспорт сократился примерно на 13%, что соответствует темпам падения добычи «Газпрома». Вну­треннее потребление газа в России, как следует из отчета МЭР, тоже снизилось, но не так заметно - всего на 0,3%.

Но продолжим тему секретности. МЭР с 2016 года хо­чет обязать «Газпром» и других естественных монополистов выделять в инвестпрограмме регулируемые виды деятель­ности (в случае с «Газпромом» это транспорт газа) и готовит поправки в Закон «О естественных монополиях», которые наделят правительство правом утверждать инвестпрограм­мы монополистов. «Газпром», как и следовало ожидать - категорически против. Раскрытие этой информации, даже не публичное, с точки зрения «Газпрома», которую цитиро­вали СМИ, может привести «к потере конкурентной привлекательности инвестиционных проектов, в том числе в сфере деятельности, не относящейся к регулируемой».

Интересно, сможет ли «Газпром» защитить свою свя­щенную корову - непрозрачную себестоимость - на фоне такой производственной динамики?

 

«НЕФТЬ и КАПИТАЛ», №06, 2015г.

 

9.Норвегия и ЕС: партнёрство без интеграции

 

Опыт выстраивания международного сотрудничества без утраты части национального суверенитета может быть интересен и для России.

Вопрос о дальнейшей судьбе Евро­союза и развитии экономическо­го и политического сотрудничест­ва между ЕС и РФ сегодня актуа­лен, как никогда ранее. С одной стороны, пленяющая инициатива по созданию единой Европы - от Лиссабона до Владивостока - со­храняется даже в условиях взаим­ных экономических санкций меж­ду ЕС и РФ. С другой стороны, не всё ладно внутри самого Евросою­за. В Греции, Великобритании, Ис­ландии, Австрии и ещё ряде стран ведутся активные обсуждения преимуществ и недостатков дан­ной интеграционной модели. А страстное желание ряда восточно­европейских государств стать чле­нами Евросоюза наталкивается на неготовность к этому офици­ального Брюсселя.

В связи с этим вызывает особый интерес модель многолетнего успешного сотрудничества ЕС и Норвегии. Эта скандинавская страна не является членом Евросоюза, тем не менее, считается признанным участником евро­пейского сообщества, активно вовлечённым не только в энерге­тическое сотрудничество, но и во многие другие сферы жизни ЕС. Норвежские компании имеют свободный доступ на внутренний рынок 31 европейского государ­ства с населением более 500 млн. человек, а иностранные инвесторы вкладывают значительные средства в норвежские проекты.

 

Двадцать лет на пути к интеграции

Экономический успех Норвегии стал следствием не только продуманного и рачительного управления энергетиче­скими ресурсами, но и во многом резуль­татом эффективной реализации полити­ки европейского сотрудничества, преж­де всего в области торговли, инвести­ций, финансов, экологии, унификации технических стандартов.

Стремление Норвегии к экономиче­ской интеграции с европейскими партнёрами привело к созданию в 1960 г. Евро­пейской ассоциации свободной торговли (ЕАСТ) с участием Норвегии, Великобритании Австрии, Дании, Португалии, Швеции и Швейцарии. Позже к ЕАСТ присо­единились Исландия (1970 г.), Финлян­дия (1986 г.) и Лихтенштейн (1991 г.).

Правительство Норвегии дважды об­ращалось в Европейское экономическое сообщество (предшественник Европей­ского союза) с просьбой о вступлении, однако на национальном референдуме в 1972 г. 53,5% норвежцев проголосовали против членства в ЕЭС. Иными словами, выбор общества был ясен: «да» полномасштаб­ному сотрудничеству с ЕС и «нет» подчи­нению европейским властям в Брюсселе.

В 2004 г., после вступления в ЕС 10 но­вых государств, было подписано дополнительное соглашение, в соответствии с которым Европейская экономическая зона стала включать 25 стран ЕС и три Страны ЕАСТ - Норвегию, Исландию иЛихтенштейн. К настоящему времени в ЕЭЗ входит 31 государство. 

Механизм ЕЭЗ обеспечивает свобод­ный доступ на внутренний рынок ЕС, включая свободное движение товаров, рабочей силы, услуг и капитала. Свободное передвижение граждан предполагает возможность работать на территории любого государства ЕЭЗ. Норвежские студенты и пенсионеры, лю­ди, не имеющие дохода по найму, имеют право проживать в любой стране ЕЭС. Частные физические и юридические ли­ца пользуются свободой учреждения новых компаний на равных условиях.

Свободное движение капитала позво­ляет осуществлять трансграничные инвестиции и финансовые переводы без дис­криминации по признаку гражданства и места жительства. Норвежские граждане и компании имеют право свободно открывать банковские счета, вкладывать средства в акции и фонды, брать деньги в кредит в других государствах ЕЭЗ.

Норвегия обладает собственной устойчивойвалютой - норвежской кроной (1 евро = 8,62  кроны), - впечатляющим по размерам ВВП - 3,2 трлн. крон (около 365,6 млрд. евро) - и удиви­тельно высоким ВВП на душу населения - 71,2 тыс. евро, - что выводит её на второе место в Европе после Люксембурга.

 

Сравнение ВВП в странах Европы на душу населения в 2013г. 28 стран ЕС = 100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЕЭЗ позволяет Норвегии участвовать в различных программах ЕС и деятельности ряда агентств. В 2014 г. ко­ролевство внесло 306 млн. евро в бюджет различных проектов Евросоюза. Кроме то­го, Норвегия - участник Шенгенского соглашения о безвизовом режиме и актив­но сотрудничает с ЕС по вопросам внеш­ней политики.

Внешнеэкономическая ориентация Норвегии на страны ЕС предельно высо­ка: около 80% экспорта идёт в страны Ев­росоюза. А их доля в импорте превышает 60%.

Норвегия - один из ведущих долго­срочных инвесторов ЕС: по состоянию на январь 2014 г. Государст­венный пенсионный фонд Норве­гии вложил в общей сложности 2351 млрд. евро в акции и облигации в странах Евросоюза, что составляет более 40% общего объёма фонда.

Однако из соглашения о ЕЭЗ исключе­ны наиболее спорные вопросы европейского экономического сотрудничества. Так, в него не вошли правила общей сельскохозяйственной и рыболовной по­литики ЕС, положения Таможенного союза, общей торговой политики, юрис­пруденции, валютного союза, а также внешней политики и безопасности.

Норвежскому природному газу отво­дится важная роль в процессе перехода стран ЕС к модели низкоуглеродной эко­номики. Замена угля газом повлечёт существенное снижение эмиссии СО2. «Го­лубое топливо» рассматривается также как важное дополнение к использова­нию солнечной и ветровой энергии (в несолнечные или безветренные дни).

Кроме того, Норвегия является одним из крупнейших в мире производителей гидроэнергии. Развитая инфраструктура позволяет ей экспортировать во многиестраны Европы не только нефть, газ, но и электроэнергию. А планируемое строительство новых трансграничных газопро­водов и линий электропередачи высокого напряжения даст возможность ещё более эффективно осуществлять поставки на ев­ропейский рынок, унифицировать стан­дарты энергоснабжения, содействовать снижению выбросов парниковых газов.

В связи с тем, что Норвегия ориентиро­вана главным образом на внутренний рынок ЕС, правительство страны наме­рено поддерживать тесный диалог с Ев­росоюзом по всем направлениям разви­тия энергетики. Но вместе с тем оно со­бирается твёрдо отстаивать собствен­ную позицию, в частности направлен­ную на сохранение высокой доли газа в европейском энергобалансе.

Норвегия участвует в Системе торгов­ли квотами на эмиссию парниковых га­зов в ЕС (EUEmissionsTradingSystem, ETS). В неё вовлечено более 50% всего объёма эмиссии СО2 норвежской про­мышленности.

Именно Норвегия одной из первых разработала технологии улав­ливания и хранения углерода и приняла на себя обязательства по содействию их распространения в других странах мира (для этого могут быть предоставлены со­ответствующие гранты). По мнению пра­вительства страны, инвестиции в данные технологии должны стать ключевым эле­ментом энергетического союза ЕС.

На Конференции ООН по изменению климата, которая состоится в декабре 2015 г. в Париже, следует ожидать, что Норвегия будет полностью на стороне ЕС. В настоящее время ведётся активная разработка меморандума о взаимопони­мании с Евросоюзом по этому вопросу.

 

Норвежский «Газпром»

Норвежская нефтегазовая компания Statoil- своеобразный аналог россий­ских «Газпрома» и «Роснефти» «в одном флаконе». В акционерном капитале ком­пании преобладает доля государства.

Statoilстала одной из первых корпора­ций, применившей новую систему ценообразования на экспортируемый при­родный газ. Она отошла от жёсткой при­вязки стоимости «голубого топлива» к нефтяным котировкам и поставляет око­ло 75% своего газа по спотовым ценам.

Переход к спотовому ценообразова­нию не обошёлся без финансовых потерь для компании, но при этом был сохра­нён жизненно важный для страны евро­пейский рынок сбыта. По итогам 2014 г. Россия оставалась крупнейшим постав­щиком газа в Евросоюз, несмотря на то, что её доля поставок снизилась с 43% до 42%, а объём упал более чем на 10%. В то же время доля поставок норвежского газа увеличилась с 34% до 38%.

Наконец, в первом квартале нынешне­го года Норвегия превзошла Россию по объёмам поставок газа в Западную Евро­пу, экспортировав 29,2 млрд. м3, в то вре­мя как «Газпром» - только 20,29 млрд. м3.

Успешный опыт Норвегии по со­трудничеству с ЕС во многом уника­лен и вряд ли подлежит копирова­нию, тем не менее, заслуживает вни­мательного изучения и, возможно, избирательного применения.

Голос норвежской Statoilзвучит в Брюсселе по нарастающей.Далеко не случайно в главном международном аэропорту Бельгии, в г. Завентем, все терминалы украшены яркой рекламой Statoil, убеждающей в исключительной важности поставок энергоресурсов из Норвегии для будущего всей Европы.

У норвежского энергетического бизне­са в Брюсселе имеется мощная политиче­ская поддержка. Ежедневные рабочие отношения королевства с многочисленны­ми структурами ЕС поддерживают около 60 сотрудников Постпредства Норвегии при ЕС, которые активно вовлечены в лоббистскую деятельность. Каждый год представительство в рамках переговоров, конференций, презентаций, семинаров и т. д. посещают более 8 тыс. человек из числа сотрудников ЕС, европейских биз­нес-структур, международных энергети­ческих ассоциаций, исследовательских центров, СМИ и других организаций.

Успешный опыт Норвегии по сотрудниче­ству с ЕС во многом уникален и вряд ли подлежит копированию, тем не менее, за­служивает внимательного изучения и, возможно, избирательного применения. На многосторонней основе, через ЕАСТ, а так­же непосредственно на уровне двусторон­них отношений эта страна сумела выстро­ить полномасштабную систему торгово-экономического сотрудничества с ЕС без членства в Евросоюзе и без передачи Брюсселю части национального суверенитета.

Современная экономика России, как и экономика Норвегии, также в значитель­ной степени базируется на нефтегазовой отрасли, а процессы формирования Ев­разийского экономического союза име­ют немало схожего с ЕАСТ. В то же время ЕАЭС и ЕС ещё предстоит подобрать соб­ственный модуль взаимовыгодных отношений, который может оказаться в чём- то схожим с партнёрством ЕС - ЕАСТ.

Россия, создавая новые форматы со­трудничества со странами Востока, одновременно должна найти и новую эф­фективную модель сотрудничества со своими европейскими соседями, объеди­нёнными в Евросоюз и ЕАСТ. Как гово­рится в старой мудрой поговорке, «со­седство - дело взаимное».

 

Юрий Лавров, наш собственный корреспондент

в странах Бенилюкса,«НЕФТЬ РОССИИ», №07-08, 2015г.

 

 

 

10.Применение лазерных технологий при замене гидроизоляционного покрытия магистральных трубопроводов

 

В настоящее время изоляционное покрытие большого числа магистральных трубопроводов требует немедленного ремонта. В связи с этим целесообразна разработка альтернативных методов ремонта, позволяющих увеличить эф­фективность проведения ремонтных работ. Совершенствование науки в об­ласти лазерных технологий позволяет расширить сферу их применения. Так, в Тюменском ГИГУ проводятся исследования возможности внедрения лазеров в процесс капитального ремонта магистральных трубопроводов. Одним из пер­спективных направлений является очистка дефектного гидроизоляционного покрытия и дальнейший подогрев металла стенки трубы для нанесения нового покрытия. Несмотря на существующий перечень оборудования для ремонта антикоррозионного покрытия, наиболее применяемым остается механический способ очистки при помощи скребков и щеток. В сравнении с ним применение данной технологии позволит сократить сроки проведения работ, а также при­ведет к снижению энергозатрат.

Стоит отметить, что в системе трубопроводного строительства сооружение линейной части магистральных нефтегазопроводов представляет собой самостоятельную под­систему, на которую приходится примерно 50 % всего объема строительно-монтажных работ, и поэтому ее качественные пока­затели во многом определяют уровень эффективности отрасли в целом [2]. Более того, обеспечение работоспособности всей системы предполагает безотлагательное техническое обслуживание, проведение планово-предупредительных мероприятий и своевременной замены морально уста­ревшего оборудования.

На сегодняшний день аварийные оста­новки, связанные с повреждением линейной части магистральных трубопроводов, - не редкость. Опыт эксплуатации трубопро­водных систем показывает, что большинство отказов, за исключением случаев явного нарушения правил эксплуатации, связано с дефектным повреждением металла стенки труб, сварных швов и других концентраторов напряжений. В свою очередь, повреждение металла чаще всего связано с нарушением кристаллической решетки вследствие кор­розионного повреждения [3].

Как известно, качественная работа си­стемы электрохимической защиты (ЭХЗ) совместно с целостным гидроизоляционным покрытием обеспечивает полноценную защиту трубопровода от коррозии. Однако при анализе трубопроводов, построенных 30-40 лет назад, выявлено следующее: изоляция проводилась покрытием на основе липких лент со сроком службы в 1,0-1,5 раза меньшим, чем амортизационный срок службы трубопровода. Таким образом, на­прашивается вывод о внушительном объеме морально устаревших магистральных сетей, требующих капитального ремонта.

Одна из важнейших технологических операций при проведении ремонтных работ - замена гидроизоляционного покрытия. Выбор способа переизоляции трубопровода зависит от метода ремонта трубопровода в целом. Например, при замене дефектного участка целиком восстановление покрытия осуществляется на трубной базе, а при ремонте в трассовых условиях, непосред­ственно на месте, - с помощью специализи­рованных очистных и изоляционных машин.

При замене изоляции в базовых условиях технологический процесс сводится к сле­дующим операциям: поступающие трубы автоматически укладываются на рольганг, стыкуются в единую плеть, что обеспечивает непрерывность технологического процесса, и подаются на предварительный прогрев в газовой печи. После подогрева в газовой печи трубы поступают на дробеметную установку очистки труб, где они проходят очистку. Затем очищенные трубы поступают на стол, оборудованный вращателем и пло­щадкой осмотра, где производится визуаль­ный осмотр труб на предмет их технического состояния и наличия дефектов. Далее, после устранения дефектов, трубы, состыкованные в плеть, поступают в проходную газовую нагревательную печь, где прогреваются до температуры более 200 °С. Прогретые трубы поступают в автоматическую камеру порошковой окраски, где на них наносится праймер. После камеры окраски на трубы наносится слой адгезива, а затем - слой полиэтилена. Нанесение покрытий произво­дится с помощью экструдеров с щелевыми головками. Затем трубы проходят процесс охлаждения, после чего осуществляется контроль качества готовых труб [4].

В настоящее время существует возмож­ность оптимизации линии замены гидро­изоляционного покрытия путем внедрения волоконных лазеров непрерывного действия компании IPGPhotonics[5]. Действительно, операции, которые выполняют несколько установок, такие как очистка и прогрев, можно выполнять с помощью лазерной обработки.

В предложенной технологии переизо­ляции процесс очистки прогрева будет осуществляться автоматизированным комплексом. При этом труба, поступаю­щая в цех, располагается на рольганге, ей придается вращательно-поступательное движение, с помощью роботизированной руки позиционируется оптическая голова лазерного комплекса, которая и воздействует на очищаемую поверхность трубы.Нагрев трубы происходит одновременно с очисткой, далее по ходу движения рас­полагаются либо головки экструдера, либо шпуля с полимерной лентой для нанесения покрытия.

При сравнении двух процессов видно, что при производстве работ с помощью лазерной обработки уменьшается количе­ство оборудования цеха, снижаются энергозатраты, численность обслуживающего персонала, исключается необходимость  дополнительных материалов и площадей.

При производстве работ в трассовых условиях процесс замены изоляционного покрытия осуществляется механическим способом при помощи специализированных машин, образующих изоляционную колонну. Устройства закрепляются на подвешенном трубопроводе и осуществляют воздействие по всей его окружности. Первоначально следует очистная машина, которая очищает трубу от старого покрытия, за ней - машина финишной очистки, которая производит конечную подготовку поверхности к нанесе­нию нового покрытия. Рабочим механизмом обоих устройств являются вращающиеся скребки и щетки, которые и осуществляют воздействие на трубопровод. За очистными машинами следует подогревающая машина, предназначенная для доведения металла стенки трубопровода до оптимальной температуры, за ней - грунтовочная машина. После нанесения грунтовки приступают к процессу изоляции, который в зависимо­сти от типа антикоррозионного покрытия осуществляется машиной для нанесения либо мастики, либо полимерной ленты, оборудованной шпулями.

По аналогии с предыдущим методом можно осуществить очистку и подогрев трубы при помощи лазерного комплекса. Для этого на трубопровод монтируется модуль кольцевого типа с двумя оптическими излучателями, установленными на специа­лизированные рельсы, обеспечивающие их перемещение.

Устойчивость установки достигается при помощи специального держателя, оборудованного роликами, который жестко стыкуется с очистным модулем и обеспечивает его центрирование и плавное перемещение. Каждый излучатель имеет ход по дуге до середины трубы. При этом, находясь друг напротив друга, они обеспечивают полную круговую очистку и подогрев трубы. Перемещение всей установки по трубопроводу осуществляется при помощи грузоподъемного механизма. В состав всего комплекса входят очистное устройство с оптическими излучателями, держатель, специализированный автомобиль, обору­дованный грузоподъемным механизмом, непосредственно самим лазерным моду­лем и системой автоматики и управления процессом очистки трубопровода.

При проведении работ данным методом можно добиться снижения затрат на приоб­ретение и содержание машин, так как при очистке и подогреве с помощью лазерного комплекса отпадает необходимость в при­обретении двух очистных машин и одной подогревающей машины в рамках одной ко­лонны. Снижается численность персонала, необходимого для проведения ремонтных, работ. Более того, происходит уменьшение времени на производство работ, что, в свою очередь, приводит к снижению потерь денежных средств предприятия от остановки транспортировки продукта. Полная автоматизированность процесса очистки и прогрева трубы снижает влияние чело­веческого фактора, способного привести к нарушению технологий.

В целом применение лазерных техноло­гий позволит усовершенствовать процесс ремонта гидроизоляционного покрытия магистральных трубопроводов, а также снизить его трудоемкость. Данный метод очистки позволит обеспечить высокую адгезионную способность металла стенки трубы, а за счет высокого КПД - сократить расходы на электроэнергию. Волоконные лазеры являются уникальным инструмен­том, открывающим новые возможности в разных областях промышленности и жизни человека.

 

Список литературы

1.Зыков М. А., Иванов В. А. К вопросу применения со­временного оборудования для ремонта изоляционного покрытия магистральных трубопроводов // Тюмень: Изв. вузов «Нефть и газ», 2014. - №4. - С. 29-35.

2.Громов Н.И. Совершенствование проектирования организации поточного строительства линейной части нефтегазопроводов на основе инновационных моделей: дис.... канд. техн. наук. - М.: ВНИИСТ, 1980. - 167 с.

3.Иванов В.А., Савиных Ю.А., Зыков М.А. Альтернатив­ный метод замены наружного дефектного гидроизоля­ционного покрытия трубопроводов // Фундаментальные исследования.- 2015. - №2.-4.17.-С. 3709-3712. )

4.ОАО «Тобольск-ТВЭЛ». - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.tvel-tobolsk.com

5.ООО НТО «ИРЭ-Полюс». - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.ntoire-polus.ru

 

В.А.Иванов, М.А.Зыков, В.А.Рыбин, ФГБОУ ВПО

 «Тюменский государственный нефтегазовый университет»,

«Газовая промышленность», №07, 2015г.

 

11.НП СОПКОР завершило разработку профессиональных стандартов

 

Саморегулируемая организация Некоммерческое партнерство содей­ствия в реализации инновационных программ в области противокор­розионной защиты (НП СОПКОР) в текущем году в рамках договора с OOP«РСПП» разработала проекты профессиональных стандартов «Специалист по защите от коррозии внутренних поверхностей обору­дования нефтегазового комплекса» и «Специалист по строительному контролю систем защиты от коррозии».

Разработанные НП СОПКОР стандарты «Специалист по электрохимической за­щите от коррозии линейных сооружений и объектов», «Специалист по системам защитных покрытий поверхности зда­ний и сооружений опасных производ­ственных объектов», «Специалист по техническому контролю и диагностиро­ванию объектов и сооружений нефтега­зового комплекса» зарегистрированы Минюстом России и введены в действие приказом Министерства труда и соцза­щиты РФ.

Области регулирования этих профес­сиональных стандартов полностью соответствуют области саморегулирова­ния, гармонизированы с европейскими стандартами ГОСТ Р ИСО/МЭК 17024 и EN476.

В текущем году НП СОПКОР в рамках договора с OOP«РСПП» приступило к разработке проектов профессиональ­ных стандартов «Специалист по защите от коррозии внутренних поверхностей оборудования нефтегазового комплек­са» и «Специалист по строительному контролю систем защиты от коррозии». Необходимость разработки стандарта «Специалист по защите от коррозии внутренних поверхностей оборудования нефтегазового комплекса» продиктована важностью подготовки квалифицированного персонала, при­влекаемого на всех этапах жизненного цикла объектов, начиная от проекти­рования, монтажа и заканчивая экс­плуатацией и техническим контролем противокоррозионной защиты. Данный профессиональный стандарт войдет в группу профессиональных стандартов по защите от коррозии, описывающих квалификационные требования к пер­соналу, реализующему такие методы защиты, как защитные покрытия и элек­трохимическая защита.

Совместно с НП СОПКОР в работе по раз­работке профессионального стандарта участвуют ООО «НПО «СпецПолимер», ФГБУН «Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Рос­сийской академии наук».

При разработке проекта профессио­нального стандарта «Специалист по строительному контролю систем за­щиты от коррозии» уделено внимание повышению эффективности контроля в процессе строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов, так как речь идет о зданиях и сооружениях повышенного уровня ответственности. Персонал, привлекаемый для работы на таких объектах, обязан пройти опреде­ленный курс обучения и быть аттесто­ванным по единым правилам.

В разработке проекта этого профессио­нального стандарта принимают участие РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, СРО «АСГиНК», Закрытое акционерное научно-проектное внедренческое об­щество «НГС - оргпроектэкономика».

В ходе проведенной на сегодняшний день работы представлены доклады и проведено обсуждение проблем, свя­занных с разработкой профессиональ­ных стандартов на 18-й Международной выставке-конгрессе «Защита от корро­зии» и IX конференции «Дополнитель­ное профессиональное образование: от спроса до признания» (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина).

Актуальная информация о проводимых мероприятиях размещается на сайте НП СОПКОР http://www.sopcor.ru/news/.

В рамках профессионально-обществен­ного обсуждения профессиональных стандартов будет организована рассыл­ка проектов во все заинтересованные компании и профсоюзные организации. По итогам обсуждения, с учетом заме­чаний и предложений, будет проведена доработка проектов стандартов. Завершить разработку проектов про­фессиональных стандартов «Специа­лист по защите от коррозии внутренних поверхностей оборудования нефтега­зового комплекса» и «Специалист по строительному контролю систем защи­ты от коррозии» планируется до конца 2015 г.

 

«ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ», №10, 2015г.

 

 

12.Природный газ как моторное топливо обладает перспективами космического масштаба

 

Топливно-энергетическийкомплекс - это базовая отрасль экономики России, ее сердце, от работы кото­рого зависит стабильное развитие и здоровье страны. Сегодня в Российской Федерации, как, впрочем, и во всем мире, все большую значимость приобретает тема энергетической безопасности. Этот вопрос рассматривается не только в части рационального потребления энергоресурсов, но и в плоскости повышения энергетической эффективности различных отраслей. Становится актуальным новый взгляд на рынок моторных топлив. Курс на масштабное замещение бензина и дизельного топлива экологичным и более доступным, с экономической точки зрения, природным газом был принят на государственном уровне. Началось формирование новой отрасли - рынка газомоторного топлива (ГМТ). Ключевая роль в этом процессе отведена Газпрому - создана компания «Газпром газомоторное топливо». Именно ей поручено выступить в качестве единого оператора развития новой отрасли - объединить усилия всех ее участников, а главное - создать в масштабах страны инфраструктуру для производства и использования природного газа в качестве моторного топлива. О том, каких успехов удалось добиться за два года работы компании, рассказал ее генеральный директор Михаил Владимирович Лихачев.

Использование природного газа на транспорте - для нашей страны тема не новая. В период СССР предпринимались попытки сделать этот вид моторного топлива общедоступным, но «газо­моторная программа» была свер­нута.

Точкой отсчета нового этапа станов­ления газомоторной отрасли в России можно считать 2013 г. В мае Президент России Владимир Путин провел сове­щание о перспективах использования ГМТ. Принято Распоряжение Правительства РФ № 767-р «О регулировании отношений в сфере использования газового моторного топлива, в том числе природного газа в качестве моторного топлива», предусматривающее разработку комплекса мер по достижению целевых показателей уровня использования ГМТ на общественном транспорте. В частности, в городах с населением свыше 1 млн. человек к 2020 г. на природный газ должно быть переведено 50 % общественного транспорта и техники ЖКХ.

Для того чтобы обеспечить газомоторный автопарк топли­вом, необходимо создание разветвленной газозаправочной сети. Эту задачу и взял на себя Газпром.

Устойчивое развитие рынка ГМТ зависит от четырех ключевых факторов: государственной поддержки, развитой газозаправочной инфраструктуры, наличия широкой линей­ки газомоторного транспорта и потребительского спроса. По сути, это и стало четырьмя магистральными направ­лениями работы нашей компании. Дело в том, что для создания новой отрасли мало реализовывать только свои собственные проекты. Нужно активно взаимодействовать с другими участниками процесса.

Львиная доля усилий компании была направлена на подготовку инициатив по актуализации и разработке отраслевого законодательства. Сегодня в этом направ­лении достигнуты успехи: актуализированы требования к современным газовым заправочным станциям. Законопроект, направленный на исключение АГНКС из категории опасных производственных объектов, в первом чтении одобрен Государственной Думой РФ и го­товится ко второму чтению.

Создание рынка ГМТ служит драйвером развития смежных отраслей, формирует для отечественных предприятий новые гаранти­рованные рынки сбыта.

Только представьте, сколько технологиче­ского оборудования потребуется для обу­стройства газозаправочной сети в масштабах России! То же касается транспорта. Только в рамках Правительственной программы к 2020 г. регионы должны использовать 34 тыс. ед. газомоторного транспорта. Это без учета перехода на газ транспорта коммерческих предприятий и частных ав­товладельцев, которые также заинтересо­ваны в использовании более экономичного и экологичного топлива.

В регионах уже успешно эксплуа­тируются автобусы «ЛиАЗ», «НЕФАЗ», Bravisна КПГ. Основным производителем техники для ЖКХ является ПАО «КАМАЗ». ОАО «АВТО­ВАЗ» приступило к производству пилотной серии легковых газомоторных автомобилей LADALargus.

То же касается производителей оборудования для объектов газомоторной инфраструктуры. Наша цель - максимальное импортозамещение. Это позволит снизить стоимость обору­дования на 15-30 %, а российских производи­телей обеспечит портфелем заказов.

Для КПГ и СПГ были определены целевые сегменты потребления. Для компримированного газа это общественный, легкий коммерческий и внутригородской грузовой транспорт, а также коммунальная техника. СПГ - это топливо для магистрального автомобильного, железнодо­рожного, водного транспорта, а также сельско­хозяйственной и тяжелой карьерной техники.

Приоритетные регионы отобраны по территориальному признаку, их условно можно объединить в шесть групп: «Центр», «Северо-Запад», «Юг», «Урал и Поволжье», «Кузбасс», «Приморье». На сегодняшний день соглашения о расширении использования природного газа на транспорте с ООО «Газ­пром газомоторное топливо» подписали 40 регионов. Таким образом, реализация проектов в от­дельных регионах становится основой для поэтапного создания единой газозаправочной сети на территории Российской Федерации.

В соответствии с утвержденной Инве­стиционной программой в 2015 г. запланирован ввод в эксплуатацию 25 заправочных комплексов, в 2016 г. - примерно 40, в 2017 г. - более 70АГНКС.          

Вместе с тем значительный объем инвестиций направлен на реконструкцию и модер­низацию действующих АГНКС. Действующая сеть АГНКС Газпрома включает более 200 станций. Сейчас они загружены в среднем на 25 %, а значит, имеют хороший резерв мощности. Их техническое перевоору­жение позволит удовлетворить потребность в газовом топливе целых регионов.

С учетом всех вышеперечисленных действий к концу 2017 г. сеть Газпрома будет насчитывать около 500 АГНКС. Это позволит сформировать на основных транспортных артериях страны газомоторные коридоры, обеспечить газовым топливом магистральный пассажирский и гру­зовой транспорт, создать единую федеральную газозаправочную сеть.

Если КПГ, по сути, не требует никакой переработки для использования в качестве моторного топлива, кроме сжатия в компрес­соре, то процесс производства СПГ сложнее. Для производства СПГ необходимо построить малотоннаж­ные комплексы по сжижению природного газа (КСПГ), разработать логистические цепочки доставки топлива к местам сбыта и, соответ­ственно, построить криоАЗС.

Сегодня на территории России действуют не­сколько малотоннажных КСПГ. Все они в свое время возводились для реализации конкрет­ных задач и удовлетворения нужд локальных потребителей. Существует опыт производства СПГ в качестве топлива для инновационного железнодорожного транспорта - газотурбовоза. Его пилотная эксплуатация осуществляется на Свердловской железной дороге.

Инфраструктуры КПГ и СПГ будут развиваться комплексно. Пилотным регионом, в котором заплани­ровано комплексное развитие инфраструктуры КПГ и СПГ, является Татарстан. На территории республики действует сеть из 10 АГНКС Газпрома. До конца 2015 г. будут введены в эксплуа­тацию еще три станции. Всего до конца 2023 г. планируется построить на территории региона 15 новых АГНКС и оборудовать 28 АЗС блоками для заправки КПГ.

В то же время Татарстан оценивается как перспективный регион для реализации СПГ - проектов. Совместно с Правительством Республи­ки Татарстан мы разработали План меро­приятий, согласно которому на территории индустриального парка «Чистополь» запла­нировано строительство комплекса по сжи­жению природного газа. Вести строительство КСПГ предполагается в несколько очередей до 2030 г., с поэтапным наращиванием мощности до 200 тыс. т СПГ в год. Для реализации СПГ на территории республики планируется строительство 13 криоАЗС. На ближайшую перспективу в качестве основного потреби­теля СПГ рассматривается автомобильный транспорт.

В России, пусть в пилотном режиме, но уже эксплуатируется карьерная техника на природном газе. Если вернуться к железнодорожному транспорту, то эффект, достигнутый при опытной эксплуатации газотурбовоза, был высоко оценен.

Большие перспективы у СПГ в сегменте водно­го транспорта, особенно в свете ужесточения экологических требований к выбросам судов. В Финляндии с 2013 г. курсирует круизный пассажирский паром на СПГ.

В 2018 г. ракетно-космический центр «Про­гресс» начнет работу по созданию ракеты-но­сителя «Феникс», которая в качестве топлива будет использовать СПГ. Природный газ, как моторное топливо, обладает перспективами поистине космического масштаба.

Рынок начнет формировать себя самостоятельно. Поэтому сегодня так важно работать комплексно, со­здавать новую отрасль сообща.

 

«Газовая промышленность», специальный выпуск журнала, 2015г.

 

13.Стратегия развития рынка газомоторного топлива Российской Федерации

 

Задача по переводу отечественного транспорта на природный газ поставлена Президентом Российской Федерации Владимиром Путиным. Распоряжение Правительства РФ от 13 мая 2013 г. Ns767-р«О регулировании отношений в сфере использования газового моторного топлива, в том числе природного газа в каче­стве моторного топлива» устанавливает целевые показатели по использованию газомоторного топлива (ГМТ) на общественном и коммунальном транспорте для городов с населением более 100 тыс. чел.

Для эффективного развития рынка ГМТ и достижения целевых показателей требуется комплексный подход, кото­рый обеспечит синхронное развитие ключевых составляющих новой отрасли: законодательства в сфере использования ГМТ, газомоторной инфраструктуры, автопромышленного комплекса и потребительского спроса. Компания«Газпром газомоторное топливо» является единым оператором по развитию рынка ГМТ от Группы «Газпром» и реализует стратегию по расширению использования при­родного газа на транспорте на территории Российской Федерации.

Природный газ в качестве моторного топлива активно используется более чем в 80 странах мира, из которых лидирующие позиции занимают Китай, Иран, Пакистан, Аргентина, Таиланд, Индия. Помимо того что природный газ становит­ся все более популярным топливом для автомобильного транспорта, его активно внедряют на морском и железнодорожном транспорте.

Мировой парк газомоторных автомобилей  насчитывает около 22,5 млн. ед., а ежегодное потребление компримированного природ­ного газ (КПГ) превысило 40 млрд. м3. Это - легковой и грузовой транспорт, автобусы, коммунальная и специальная техника.

Несмотря на то, что Россия является, лидером по запасам природного газа в мире (31,25 трлн. м3), находится она лишь на 20-м месте по числу потребителей ГМТ - около 110 тыс. автомобилей. Общее число автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) в России составляет более 260.           

За последние годы потребление при­родного газа в качестве моторного топлива в России показало стабильную положи­тельную динамику. Постоянный прирост объемов реализации по сети Группы «Газ­пром» составляет 5-8 % в год. В 2014 г. реализация КПГ всеми АГНКС Группы «Газпром» составила 405 млн. м3. Прогнозируется, что к 2017 г. спрос на КПГ составит 754 млн. м/год (Рис. 1).

 

 


        

 

Устойчивое развитие отечественного рынка ГМТ зависит от четырех ключевых факторов:

-                 государственная поддержка;

-                 развитая инфраструктура;

-                 широкий выбор газомоторного транс­порта;

-                 высокий потребительский спрос.

 

Государственная задача

Для стимулирования использования природного газа в качестве моторного топлива Минпромторг России разрабо­тал правила предоставления субсидий из федерального бюджета субъектам РФ на закупку автобусов и техники для ЖКХ, работающих на природном газе в рамках подпрограммы «Автомобильная промыш­ленность» Государственной программы Российской Федерации «Развитие промышленности и повышение ее конкурен­тоспособности».

Государственная поддержка рынка ГМТ имеет ключевое значение для его успешного развития, поскольку создает благоприят­ные условия для развития отечественной газомоторной отрасли. Темпы развития газомоторного рынка зависят от слаженных действий участников рынка, в число которых входят государственные и региональные органы власти, производители автомобилей и оборудования, финансовые институты, частные инвесторы и потребители. Для решения данной задачи глобальная энер­гетическая компания «Газпром» создала специализированную компанию «Газпром газомоторное топливо», которая получи­ла статус единого оператора.

 

Стратегический подход

Стратегия развития рынка ГМТ основана на комплексном подходе и планируется в несколько этапов. Ключевыми факторами его развития выступит форсированное создание газомоторной инфраструктуры производства и использования как КПГ, так и СПГ, взаимодействие с производителя­ми газомоторного транспорта и техники, создание системы госрегулирования, стимулирующего развитие рынка ГМТ.

Компанией проведена оценка по­тенциальной емкости региональных рынков. На основании полученных данных определены ключевые сегменты потребления КПГ и СПГ и приоритетные регионы работы.

Ключевыми потребителями КПГ являются общественный транспорт и коммунальная техника, грузовой транспорт для внутриго­родских перевозок и легкий коммерческий транспорт, личный транспорт.

Ключевыми потребителями СПГ - маги­стральный автотранспорт, железнодорож­ный, водный транспорт, тяжелая карьерная и сельскохозяйственная техника.

Автобусы, легковые автомобили, ком­мунальная и дорожная техника также могут использовать в качестве топлива СПГ.

Компанией определены приоритетные макрорегионы работы для системного развития производственно-сбытовой ин­фраструктуры КПГ/СПГ, которые по терри­ториальному признаку объединены в шесть групп: «Центр», «Северо-Запад», «Юг», «Урал и Поволжье», «Кузбасс», «Приморье». Реализация проектов в отдельных регионах станет основой для создания единой газо­заправочной сети.

 

Рынок КПГ

Целевыми сегментами потребления КПГ являются пассажирский транспорт, дорожно-коммунальная техника, город­ской грузовой транспорт, коммерческий средний и малый транспорт, такси, частный легковой транспорт. Данные сегменты характеризуются:

-                 высокими объемами потребления топ­лива;

-                 постоянными маршрутами движения, привязкой к месту хранения техники;

-                 наличием готовых заводских моделей техники.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Проведя оценку потребительского спроса на КПГ, компания определила 10 пилотных регионов с наиболее высокой потребностью в данном топливе, в которых предполагается форсированное развитие инфраструктуры и формирование газо­моторных коридоров. Это - Санкт-Петербург, Ленинградская обл., Москва, Московская обл., Ставропольский край, Краснодарский край, Ростовская обл., Свердловская обл., Республика Татарстан, Республика Башкортостан (Рис. 2)

 

Рынок СПГ

Ввиду того, что СПГ имеет более высокий показатель энергоемкости, его эффективно применять в двигателях большого объема с высоким потреблением топлива. В на­стоящее время определены пять основных целевых сегментов потребления СПГ как моторного топлива: магистральный ав­тотранспорт, бункеровка морских судов, карьерная техника, железнодорожный транспорт, сельскохозяйственная техни­чка. По данным сегментам потребление природного газа в качестве моторного топлива ожидается в форме СПГ в связи с нецелесообразностью использования КПГ с технической точки зрения.


В основе развития инфраструктуры СПГ компания «Газпром газомоторное топливо» использует кластерный подход, более укрупненный, призванный оптимизировать создание производственных СПГ-объектов. Компанией были определены 7 кластеров, в которых планируется развитие СПГ-инфраструктуры в ближайшей перспективе: Центральный, Кузнецкий, Приволжский, Северо-Западный, Тюменский, Южный, Приморский  (Рис. 3).

 

Производственная инфраструкту­ра СПГ располагается таким образом, чтобы расстояние от центра сжижения до самого дальнего объекта сбытовой инфраструктуры, обслуживаемого этим центром сжижения, было не более 400 км. В исключительных случаях зоны размеще­ния производственной инфраструктуры могут быть увеличены на расстояние более 400 км.

Магистральный транспорт и карьерная техника

Спрос в первую очередь будет фор­мироваться за счет межрегиональных перевозок, с учетом транзитных коридоров Европа-Азия.

Сегмент карьерной техники обладает большим потенциалом использования СПГ. Основное потребление топлива карьерными самосвалами скон­центрировано в 6 регионах: Кемеровская обл., район Курской магнитной аномалии (Курская и Белгородская обл.), Северо-Западный регион (Мурманская обл. и Карелия), Якутия, Красноярский край и Амурская обл.

 

Морской транспорт

Для сегмента бункеровки морских судов характерен большой спрос, сконцентриро­ванный в нескольких точках, а также необ­ходимость в большом объеме инвестиций и долгий срок строительства судов,

В качестве локальных рынков по сегменту бункеровки СПГ выступают морские порты (их наземная часть и акватория). Всего в России насчитывается более 60 морских портов. Целесообразно рассматривать порты в качестве потенциальных рынков для сбыта СПГ в разрезе морских бассейнов или морей.

 

Железнодорожный транспорт

Всегменте железнодорожных перевозок спрос формируется исходя из стратеги­ческих приоритетов РЖД, как единолич­ного собственника железнодорожной инфраструктуры. В силу исторических предпосылок полигоном для перехода на СПГ выбрана Свердловская железная дорога. Неэлектрифицированный северный полигон Свердловской железной дороги является одним из наиболее перспек­тивных для эксплуатации газотурбовозов за счет следующих факторов: равнинный профиль, большие объемы перевозимых грузов, а также возможности организации производственных мощностей СПГ.

Кроме того, в данном сегменте возмож­но образование дополнительного спроса в случае реализации технологических решений по переоборудованию тепловозов на газодизельный режим.

 

Сельскохозяйственная техника

Спрос на топливо СПГ в сегменте сельского хозяйства возникает во всех регионах присутствия аграрного хозяйства и отлича­ется высокой фрагментированностью. Доля земель, используемых в сельском хозяйстве (сельскохозяйственные угодья), составляет в нашей стране около 13 % территории, т. е. около 2,21 млн. км2.

Основные сельскохозяйственные регионы (прежде всего - пахотные земли) сконцентрированы в центре и на юге Ев­ропейской части России (к югу, юго-западу и юго-востоку от Московской обл.), в Сред­нем и Нижнем Поволжье, на юге Урала, Сибири и Дальнего Востока.

Инфраструктура для сельскохозяй­ственной техники предполагается только в местах наличия инфраструктуры для других сегментов (в связи с низким объе­мом потенциального спроса отдельными сельхозпотребителями).

 

Перспективы развития

По результатам проведенной оценки размещения объектов производственно­сбытовой инфраструктуры с точки зрения экономической эффективности наиболее перспективными для развития рынка СПГ на первом этапе являются:

•           Северо-Западный кластер (Санкт-Петербург, Ленинградская обл., Новгородская обл., Республика Карелия);

•           Центральный кластер (субъекты, входя­щие в Центральный федеральный округ);

•           Кузнецкий кластер (район Кузнецкого угольного бассейна).

В силу того что строительство ин­фраструктуры - это долгосрочный и дорогостоящий процесс, основная часть капитальных вложений будет приходиться на первые годы строительства, в том числе в связи с необходимостью первичного строительства производственных мощ­ностей с последующим вводом объектов сбытовой сети.

 

Газомоторный транспорт

Для реализации планов Правительства РФ по переходу к использованию природного газа в качестве моторного топлива тре­буется ежегодное производство более 100 тыс. ед. газомоторной техники.

Совместно с автопроизводителя­ми ООО «Газпром газомоторное топливо»  ведет работу по расширению линейки газомоторных транспортных средств отечественного производства, использующих  в качестве топлива как КПГ, так и СПГ.

Комплексное развитие рынка ГМТ тре­бует расширения сети сервисных центров. Этот процесс должен быть синхронизирован с расширением газозаправочной сети и закупкой транспорта регионами РФ.

 

Развитие спроса

Повышение уровня информированно­сти населения идет посредством каналов массовой коммуникации с помощью те­матических информационных материалов и видеосюжетов. Также был разработан ряд онлайн-сервисов: карта АГНКС России, топливный калькулятор, единая онлайн-площадка по продвижению газомоторного транспорта. Был издан печатный каталог газомоторной техники, который распространяется на различных отраслевых ме­роприятиях и встречах с потенциальными потребителями КПГ.

Одним из эффективных маркетинговых инструментов для популяризации исполь­зования природного газа в автомобилях является проект «Газовый КАМАЗ». Со­зданный инженерами «КАМАЗ-мастера» спортивный грузовик с 2012 г. успешно выступает на российских и международных ралли-рейдах.

 

Совершенствование законодательства

Основная работа в законодательной сфере на ближайшую перспективу на­правлена на актуализацию требований промышленной и пожарной безопасности, а также урегулирование правоотношений в сфере ГМТ.

Требуется разработка нормативно-технической документации в сфере транспортировки КПГ и СПГ, технических требований к эксплуатации транспортных средств, использующих КПГ и СПГ (по видам транспорта), а также в сфере хранения КПГ и СПГ, и к газобаллонному оборудованию.

 

Научно-исследовательская работа

Компании провели и продолжают вести работу над рядом научно-исследовательских работ, направленных на развитие технологического оборудования, повышение его энергоэффективности и безопасности использования КПГ и СПГ. Еще одним направлением научной работы является разработка мер по снижению стоимости предлагаемых на рынке образцов газомо­торной техники.

Был проведен ряд НИОКР, направленных на внедрение природного газа в различных сегментах потребления: создание образцов газоиспользующей сельскохозяйственной техники, водного транспорта, современных газовых и битопливных двигателей.

 

Ожидаемые эффекты

Комплекс мер, который реализуется сегодня в сфере развития рынка ГМТ, позволит достичь мультипликативного эффекта. Помимо развития сети газозаправочных объектов и увеличения количества транспорта на экологически чистом виде топлива реализация комплексной страте­гии по развитию рынка ГМТ обеспечивает развитие отечественного машиностроения и модернизацию экономики.

Внедрение ГМТ направлено на повышение энергоэффективности отечественного транспортного комплекса и его конкурен­тоспособности и позволит сдерживать рост тарифов на пассажирские и грузовые перевозки.

Экологический эффект от перехода транспорта на природный газ способствует оздоровлению населения, что снижает бюджетные расходы на медицинские услуги.

В совокупности переход на ГМТ обес­печит рост ВВП в регионах, где реализу­ются программы по переводу транспорта на данный вид топлива, что скажется положительно на отечественной эконо­мике в целом и улучшит качество жизни населения страны.

 

А.В. Сурнов, ООО «Газпром газомоторное топливо», Санкт-Петербург,

 «Газовая промышленность», специальный выпуск журнала, 2015г.

 

14.Не только трубы... но и сервис-сервис-сервис!

 

Создание инновацион­ных продуктов, направ­ленных на замещение импорта и их внедрение в различные отрасли рос­сийской экономики - амбициозная зада­ча, которая в течение нескольких лет будет стоять перед отечественными пред­приятиями. Недостаточное внимание к отраслевой науке, ее скудное финанси­рование, надежды на зарубежные техно­логии, привели к серьёзному отставанию в ряде высокотехнологичных операций в разведке и добыче углеводородов.

Трудная Металлургическая Компания (ТМК) является одним из ведущих глобальных поставщиков трубной продук­ции для нефтегазового сектора в мире, производи более 4,5 млн. т/г стальных труб. ТМК объединяет 28 предприятий, расположенных в России, Казахстане, США, Канаде, Румынии, Омане, ОАЭ и два научно-исследовательских цен­тра в России и США. Стремясь удов­летворить запросы заказчиков, ТМК поставляет продукцию в сочетании с широким комплексом сервисных услуг: доставка, складирование и комплек­тация труб и трубных колонн обору­дованием собственной разработки и производства, нанесение наружных и внутренних защитных покрытий, вклю­чая металлизацию сварного шва, нарез­ка премиальных соединений на трубах, элементах трубных колонн и подземном оборудовании, ремонт труб.

 

За собственный сервис

Начало 2000-х годов стало для нефтяников периодом борьбы за эффективность и массового увлечения аутсорсингом, что привело к резкому падению качества буровых работ, теку­щего и капитального ремонта скважин. Именно тогда ТМК решила развивать свой сервис.

В составе компании имелись не вполне профильные активы, например,  Орский машиностроительный завод (ОМЗ, г. Орск). В 2007 году ТМК при­обрела предприятие «Трубопласт» (г. Екатеринбург), что позволило значи­тельно увеличить выпуск труб с наруж­ной и внутренней изоляцией, а также запустить производство труб с тепло- и гидроизоляцией, востребованных в районах Крайнего Севера. В кризисном 2008 году у ТНК-ВР были приобретены трубные базы в Нижневартовске и Бузулуке, а также трубный завод в казахстан­ском городе Уральске. Эти предприятия составили костяк будущего нефтесер­висного дивизиона ТМК.

 

Глобальная реконструкция

За прошедшие годы на этих предпри­ятиях была проведена глубокая реконструкция, которая изменила их облик и профиль. ОМЗ превратился в крупно­го производителя высокотехнологичных обсадных и насосно-компрессорных труб мощностью 25000 т/г. Сегодня завод производит трубы с безсмазочными соединениями класса «Премиум», а также трубы с безмуфтовыми соедине­ниями для освоения трудноизвлекаемых запасов в районах Крайнего Севера и морского шельфа в сортаменте 114-245 мм.

Про­дукция ОМЗ заменила на российском рынке продукты компаний Voestalpine, Sumitomo, Tenarisи Vallourecпо вполне антикризисным для потребителя ценам.

Аналогичное производство насо­сно-компрессорных и обсадных труб диаметром 60 -178 мм с премиаль­ными соединениями мощностью 30000 т/г было развернуто на предприятии ТМК-Казтрубпром в Уральске.

 

Во всех направлениях

Другим направлением деятельности ОМЗ является производство широчай­шего сортамента (более 500 типораз­меров) бурильных замков, включая высокомоментные и двухупорные, для стальных и алюминиевых бурильных труб, сертифицированных по ГОСТ Р и API, а также технологических НКТ. Отли­чительной чертой замков производства ОМЗ является не только высокое каче­ство, но и наличие широкого спектра дополнительных опций - омеднение и фосфатирование, накатка и приработка резьбы в заводских условиях, защитная наплавка тела замка. Сегодня в России такой комплекс работ не может выпол­нить ни одно предприятие.

ОМЗ нашел еще один вид продукции, востребованный сегодня в России - производство баллонов высокого  давления для компримированного при­родного газа, хладонов и промышлен­ных газов. Предприятие освоило выпуск высококачественных баллонов из леги­рованной стали марки 34Сг Мо4, про­изводимой на заводах ТМК. Взамен устаревшего баллона на 40 л и 150 Атм был создан и успешно выведен на рынок баллон БГ 50-20-229/1520Т емкостью 50 л и рабочим давлением 200Атм, который соответствует россий­ским стандартам и требованиям ISO.

ОМЗ также разработал и успешно поставляет заказчикам баллоны уни­кальных типоразмеров и технических характеристик для автомобильного транспорта, автобусного парка и стан­ций заправки транспорта природным газом.

ТМК стала раз­вивать нефтесервисное направление в районах добычи нефти и газа. Так поя­вились и успешно работают АО «ТМК Нефтегазсервис-Нижневартовск» (Хан­ты-Мансийский автономный округ) и ООО «ТМК Нефтегазсервис-Бузулук» (Оренбургская область).

Эти предприятия обладают много­летним успешным опытом оказания широчайшего спектра услуг нефтегазо­добывающим и нефтесервисным компа­ниям в области ремонта, производства, эксплуатации труб нефтегазового сортамента (OCTG), а также реализу­ют трубную продукцию на региональ­ных рынках Приволжского и Уральского федеральных округов.

С января 2014 года «ТМК-Нефтегазсервис» оказывает услуги по инже­нерному сопровождению трубной продукции с резьбовыми соединения­ми ТМК UP. Специалисты выезжают на скважины, проводят инструктажи и осуществляют сопровождение спуска труб­ных колонн и готовы сами осуществлять сборку резьбовых соединений. Благодаря этому, география услуг по супервайзингу, оказываемых ТМК, сегодня простирается от Белоруссии до Сахалина и от Ямала до шельфа Вьетнама и Индонезии.

ООО «Предприятие «Трубопласт» и АО «ТМК Нефтегазсервис-Нижневартовск» оказывают услуги по нанесению покрытий на линейные трубы и фасон­ные изделия трубопроводов.

В последнее время увеличились объ­емы поставок теплоизолированных труб производства ТМК с теплогидроизоля­ционным наружным покрытием на осно­ве слоя из жесткого пенополиуретана. Кроме этих труб предприятие «Трубо­пласт» производит трубы с противопо­жарными вставками и системой СКИН.

 

Сервис для сервисников

Особое внимание на предприятиях ООО «ТМК Нефтегазсервис» уделяется оказанию услуг нефтесервисным пред­приятиям. То есть компания стала пре­доставлять «сервис для сервисников».

С 2015 года в Нижневартовском реги­оне компания предоставляет в прокат бурильные трубы. Сегодня постоян­ными потребителями наших услуг являются Schlumberger, Halliburton, Самотлорнефтепромхим, РН-Сервис, Интегра-Бурение, МекамиКРС и другие нефтесервисные компании.

Развивая необходимые рынку услу­ги «ТМК Нефтегазсервис» готова предоставлять услуги по прокату НКТ для эксплуатации нефтяных и газовых сква­жин любой сложности во всех регионах добычи.

Предприятия, входящие в ООО «ТМК Нефтегазсервис», в своей дея­тельности уделяют особое внимание непрерывному повышению качества оказываемых услуг за счет внедрения нового современного оборудования и технологий, а также непрерывно ищут новые виды деятельности на рынке нефтесервисных услуг.

 

С.И.Билан, зам. генерального директора ПАО «ТМК»,

 генеральный дирек­тор ООО «ТМК Нефтегазсервис»,

А.К.Егоров, зам. генерального директора по сервису

ООО«ТМКНефтегазсервис», «Oil & Gas Journal Russia», №10, 2015г.

 

15.Экспертиза промбезопасности на высоком уровне

 

Экспертиза промбезопасности относится к особо актуальным вопросам для всех промышленных предприятий. Она дает возможность опре­делить прогнозируемый срок безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, вовремя предотвратить опасность их прорыва. Одной из ведущих организаций, проводящих данную экспертизу, является ООО «Сканди-М», зарекомендовавшее себя ответственным партнером, четко выполняющим свою работу.

ООО            «Сканди-М» было создано в 2008 г. Компания имеет все необходимые лицензии и свидетельства - лицен­зирована в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (лицензия № ДЭ- 00-009032), а также успешно прошла аккредитацию в Единой системе оцен­ки соответствия в области промыш­ленной безопасности (свидетельство № 89А060901).

Определяющее значение в обеспечении качества экспертизы промбезопасности имеет уровень квалификации штатных экспертов и ответственность работ­ников, выполняющих весь комплекс работ. Поэтому подготовке кадров в «Сканди-М» всегда уделяется по­вышенное внимание. Все специалисты своевременно проходят аттестацию, переаттестацию по соответствующим направлениям деятельности и участву­ют в соответствующих отраслевых се­минарах и конференциях. Немаловажную роль в получении ка­чественных достоверных сведений о техническом состоянии промысловых трубопроводов играет техническое обеспечение процесса экспертизы соответствующим высококачествен­ным оборудованием и технологиями. В «Сканди-М» есть собственная лабо­ратория неразрушающего контроля, ат­тестованная по восьми видам контроля, парк техники и современное оборудо­вание: ультразвуковые дефектоскопы, толщиномеры, адгезиметры, трассоискатели, твердомеры и др.).

За годы работы ООО «Сканди-М было проведено более 3 тыс. экспертиз на промышленных объектах НК «РОС­ НЕФТЬ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть» и их дочерних пред­приятий.

Так, очередная экспертиза промышлен­ной безопасности была проведена в конце 2014 г. на объекте ОАО «НК «Рос­нефть» (дочернее предприятие «Рос­нефти»). Ее целью являлась оценка состояния внутрипромыслового тру­бопровода т.вр.к.600 - к.600 d114 х 9 мм протяженностью 830 м.

Для проведения экспертизы были за­действованы высококвалифицирован­ные эксперты и высокоточные совре­менные средства измерения и контроля. При осмотре трубопровода особое внимание уделялось участкам, рабо­тающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятна потеря прочности вследствие коррозии, эрозии, вибра­ции и других причин. Для уточнения протяженности участков трубопровода, указания расположения шурфов и об­наружения дефектов с обозначением пикетов использовались спутниковый GPS-навигатор и трассоискатель RD4000 PDL.

Определение состояния защитного покрытия трубопровода проводилось в шурфах посредством измерения его адгезии при помощи высокоточного адгезиметра АМЦ 2-50 согласно ГОСТ Р 51164-98 в трех точках. А в результате проведения толщинометрии с приме­нением современного ультразвукового толщиномера А1210 были определены минимальное (8 мм) и максимальное (8,6 мм) значения толщины стенки тру­бопровода.

Дефектоскопия сварных швов и околошовной зоны проводилась с помо­щью УЗ-прибора УИУ «СКАНЕР». Было установлено, что средняя скорость коррозии для трубопровода d114 х 9 мм равна 0,062 мм/год, а для трубо­провода d159 х 12 мм - 0,06 мм/год. Замер твердости металла и сварных соединений был выполнен твердоме­ром «УЗИТ-З».

Прочностной расчет проводился по п. 4 ГОСТ 153-39.4-010-2002 на осно­вании данных ОАО «НК «Роснефть» в зависимости от диаметра трубопровода и марки стали в соответствии со ст. 10 ГОСТ 1050-74.

По результатам расчетов и данных, полученных в процессе экспертизы, специалисты «Сканди-М» максимально точно определили прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубопровода т.вр.к.600 - к.600, составляющий 4 г. 6 мес., о чем свидетельствует выданное экспертное заключение.

«Сканди-М», 194017, г. Санкт-Петербург, ул. Дрезденская, д. 8, корп. 2, оф. 7

Тел.: +7 (812) 459-50-26 e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

 

О.И.Прокопьев, А.В.Мочалов, А.Е.Васюков, Н.В.Прокопьева,

ООО «Сканди-М», «ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ», №10, 2015г.

 

 

 

 

 

 

 

2013 Российский Союз Нефтегазостроителей

omega replica

replica watches uk