A+ A A-

Материалы

Обзор ТЖ 03-04.2016

Содержание

 

1

Материалы Совместного заседания ПНТС РОССНГС и Президиума НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана

 

 

2

Научно-технические программы нефтегазового строительства Доклад О.М.Иванцова

 

 

3

Магистральный путь   ОАО «Белтрубопроводстрой» 50 лет

 

 

4

10,82 млрд. рублей на НИОКР

 

 

5

«Wavemaker» — длинноволновая ультразвуковая система для диагностики и мониторинга трубопроводов

 

 

6

Аварийные разрушения магистрального газопровода и их связь с технологией сварки стыков труб в полевых условиях

 

 

7

Учет влияния на частоты аварий проектируемых магистральных и промысловых трубопроводов радиографического и ультразвукового контроля сварных соединений и испытаний давлением в процессе строительства

 

 

8

Процесс хроматирования труб: «за» и «против»

 

 

9

Наращивание экспорта

 

 

10

Отчетность по МСФО

 

 

11

Российская  трубная отрасль: состояние и перспективы

 

 

12

Союз нефтегазопромышленников России  Экспертно-аналитический центр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Материалы Совместного заседания ПНТС РОССНГС и Президиума НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана

 

16 марта 2016г. состоялось совместное заседание Проблемного научно-технического совета РОССНГС и Президиума НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана. Были заслушаны два доклада: «Разработка и создание системы «Интеллектуальный трубопроводный транспорт» - докладчик В.И.Хоменко, зам. генерального директора ЗАО «Ультракрафт», руководитель секции «Технологии и оборудование для сварки давлением» НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Н.Э.Баумана, к.т.н. и «Научные программы нефтегазового строительства» - докладчик О.М.Иванцов, главный научный консультант РОССНГС и СРО Ассоциация «Нефтегазстрой», член НТС МИЦ ОПК «Сварка»МГТУ им. Н.Э. Баумана, д.т.н., профессор.

В заседании приняли участие представители ПАО «Газпром», АО «НИЦ  «Строительство» НИИЖБ им. А.А.Гвоздева,  РГУ нефти и газа им.Губкина, МГТУ им. Н.Э.Баумана и др.

 

По итогам заседания принято Решение:

По первому докладу:

Заслушав и обсудив сообщение зам. генерального директора ЗАО «Ультракрафт», руководителя секции «Технологии и оборудование для сварки давлением» НТС МИЦ ОПК «Сварка», к.т.н. В.И.Хоменко «Разработка и создание системы «Интеллектуальный трубопроводный транспорт», ПНТС РОССНГС и Президиум НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана отмечают, что данная система  является одной из важнейших составляющих энергетической стратегии России до 2035г. и направлена на повышение эффективности функционирования  трубопроводного транспорта.

Предлагаемая система включает:

- трубы из анизотропного материала с интеллектуальными датчиками диагностики и электронными идентификаторами,

- информационный компьютерный центр управления и контроля работ, регистрации и обработки диагностических данных, ведения электронной системы паспортизации трубопровода и ГИС информации,

- оборудование на базе отечественной энергосберегающей  автоматической сварки и автоматизированного неразрушающего контроля качества сварных соединений с последующей в ГИС паспортизацией объема и  качества работ.

Предлагаемые анизотропные трубы представляют собой металлические трубы с уменьшенной толщиной стенки и навитых на них специальным образом композитных нитей из базальта либо из стекловолокна. При этом композитный материал выполняет как функции  защиты трубопровода от коррозии, так и силовые функции и функции теплоизоляции трубопровода. Металлокомпозитные  трубы позволяют почти в 2 раза снизить металлоемкость трубопровода, уменьшить стоимость капитальных затрат, продлить срок его безаварийной эксплуатации до 50 лет, исключить возможность лавинного разрушения трубопровода.

Установка на таком трубопроводе электронного паспорта и датчиков акустической эмиссии позволяет выполнять диагностику трубопровода в реальном режиме времени в процессе его эксплуатации без остановки его работы. Эффективность диагностики с применением акустической эмиссии подтверждается как отечественным опытом ее применения в стационарных условиях, так и зарубежным опытом. Поэтому, разработка и создание такой системы в совокупности с металлокомпозитными трубами дают значительный экономический эффект. Особенно эффективна такая технология при капитальном ремонте трубопроводов. При этом, такая технология позволяет повторно использовать трубы бывшие в употреблении для строительства высоконапорных трубопроводов и обеспечивает снижение капитальных затрат и стоимости работ по строительству, эксплуатации и ремонту трубопроводов. Общий экономический эффект (расчет на 100 км участка трубопровода в зависимости от диаметра/толщины стенки и рабочего давления) составляет от 8 млн. до 40 млн. долларов США.

Внедрение такой системы позволяет создать информационный компьютерный центр управления и контроля работ, регистрации и обработки диагностических данных, ведения электронной системы паспортизации трубопровода и ГИС информации.

Существенное влияние на эксплуатационную надежность трубопровода оказывают сварные соединения и технология сварки. При этом важным является не только качественное ее выполнение, но и регистрация в ГИС системе объема выполняемых сварочно-монтажных работ, условий выполнения и параметров сварочного процесса. Важным требованием к процессу сварки является также независимость качества сварного соединения от квалификации сварщика, высокая его производительность. Как показано в докладе этим основным требованиям наиболее полно отвечает стыковая контактная сварка оплавлением. Этот процесс широко применялся в бывшем СССР. Однако из-за ряда причин практически не используется в настоящее время. Вместе с тем на протяжении более 30 лет эксплуатации сварных соединений выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением нет ни одного случая аварийной ситуации из-за отказов таких соединений. Основными причинами снижения применения стыковой контактной сварки оплавлением являлись: несовершенство оборудования, отсутствие технологии для сварки высокопрочных трубных сталей на давления более 10 МПа, отсутствие неразрушающего контроля физическими методами. В докладе даются примеры выполнения рядом организаций технических и технологических решений направленных на устранение указанных недостатков. Созданные сварочные машины на современной элементной гидравлической и электронной базе обеспечивают высокую точность реализации технологических параметров процесса сварки с автоматической оценкой  качества сварного соединения. Разработанная технология и созданное оборудование полностью отвечают требованиям ПАО «Газпром» по механическим и вязкопластическим свойствам, предъявляемым к сварным соединениям как морских, так и сухопутных магистральных трубопроводов высокого давления. Технология предусматривает применение термической обработки сварного соединения для повышения вязкопластических свойств металла сварного соединения. Чистое время сварки и термообработки не превышают 6 мин. Процесс сварки полностью автоматизирован.

Разработанная оригинальная технология комбинированной контактно дуговой сварки позволяет осуществлять сварку толстостенных труб без последующей термической обработки сварного соединения. Контактной сваркой осуществляется только сварка корня, а заполняющие швы выполняется дуговым процессом.

Разработанная технология и созданное оборудование для стыковой контактной сварки высокопрочных труб существенно превосходят лучшие зарубежные аналоги. Технология и оборудование сертифицированы в НАКС, TUVCERTи ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Экономический эффект от применения стыковой контактной сварки участка трубопровода протяженностью 100 км диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,3 мм по сравнению с автоматической орбитальной сваркой с использованием оборудования фирмы CRC-Evans(США) составляет более 5 млн. долларов США.

Существенным недостатком разработанной технологии при стыковой контактной сварке полного сечения труб большого диаметра с  толщинами стенок более 27 мм остается высокая установочная мощность источников энергопитания установок. Это обусловлено тем, что однофазная нагрузка сварочного трансформатора подключается к трехфазной сети синусоидального источника тока с частотой 50 Гц.  Для решения этой проблемы необходимо разработать инверторные источники тока, обеспечивающие полную и равномерную загрузку трехфазной сети и повышение тепловой эффективности процесса оплавления за счет изменения частоты и прямоугольной формы тока.

Особенно необходимо отметить разработку оборудования и технологии неразрушающего автоматического ультразвукового метода  контроля качества сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением.  

Полученные результаты и созданное оборудование впервые позволили проводить оценку качества такого сварного соединения, где дефекты представляют собой раздробленные тонкие окисные пленки (50 – 100 Ангстрем) ориентированные в одной плоскости. Зарубежные аналоги такой технологии и оборудования в настоящий момент отсутствуют.

Разработанные технологии и оборудование для сварки и контроля позволяют осуществлять передачу данных о выполнении сварочно-монтажных работах и результатах АУЗК сварного соединения в геоинформационную систему (ГИС) в электронном виде на создаваемые объекты. 

В настоящее время в ПАО «Газпром» совместно с рядом организаций разработаны необходимые  нормативно технические документы, регламентирующие применение разработанных технологий и оборудования для  сварки и неразрушающего контроля.

Разработанная технология и оборудование для сварки и контроля могут быть использованы, помимо нефтегазовой отрасли, в атомной и криогенной промышленности при изготовлении трубных узлов, в том числе из аустенитных сталей.

Решили:

1.Одобрить предложение по разработке и созданию системы «Высокотехнологичный трубопроводный транспорт» включающей металлокомпозитные трубы с электронным идентификатором, диагностику трубопровода с использованием акустической эмиссии, а также высокоэффективную технологию сварки и неразрушающего АУЗ контроля качества сварного соединения с паспортизацией сварного соединения.

2.РОССНГС совместно с МИЦ ОПК «Сварка», ОАО «Прометей»  и др. заинтересованными организациями разработать ТЭО и программу работ на НИОКР по разработке и созданию системы «Высокотехнологичный трубопроводный транспорт» и представить их в Минпромторг России с целью рассмотрения их на Научно–координационном совете по развитию сварки и родственных технологий в Российской Федерации.

3.Просить Научно – координационный совет по развитию сварки и родственных технологий в Российской Федерации Минпромторга России рассмотреть на своем заседании материалы по разработке и созданию системы «Высокотехнологичный трубопроводный транспорт» и поддержать проведение НИОКР по данной проблеме.

4. МИЦ ОПК «Сварка», совместно с РОССНГС и ЗАО «Ультракрафт» разработать и согласовать с заинтересованными организациями (в т.ч. ПАО «Газпром», АО «НК «Роснефть» и Госкорпорации «Росатом») предложения по разработке и серийному освоению комплексов оборудования с инверторными источниками питания для стыковой сварки оплавлением труб разного диаметра, применяемых в нефтяной и газовой промышленности, а также в криогенном и атомном машиностроении.

По второму докладу:

Заслушав и обсудив сообщение главного научного консультанта РОССНГС и СРО Ассоциация «Нефтегазстрой», члена НТС МИЦ ОПК «Сварка», д.т.н., проф., Иванцова О.М. «Научные программы нефтегазового строительства» (ниже доклад публикуется полностью), ПНТС РОССНГС и Президиум НТС МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана отмечают, что глобальный кризис, замедление роста мировой экономики, снижение спроса на энергетические ресурсы и экономические санкции против России вызвали рецессию нефтегазового строительства.

VРоссийская научно-практическая конференция «Актуальные вопросы нефтегазового строительства» отметила, что  после ликвидации Миннефтегазстроя и его централизованного  научно-конструкторского блока, научная база в стране оказалась неподготовленной для  решения сложных научно-технических проблем энергетической отрасли России до 2035г. В ходе конференции были высказаны предложения о разработке федеральных научно-технических программ для решения проблем ТЭК совместно с Минэнерго РФ, Минстроем РФ, Минобрнауки РФ, институтами РАН и  университетами.

Это программы связаны с формированием мощной отрасли добычи нефти и газа на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока, с созданием нефтегазохимической индустрии, а также - с организацией добычи нефти и газа на месторождениях шельфов арктических морей.

В основе строительной части программы  - новый этап индустриализации, уточнение и доработка  нормативных документов по строительству в сейсмических районах, добычных комплексов в гидросфере; создание труб и строительных материалов арктического класса; повышение надёжности и безопасности  трубопроводных систем.

Для решения кластера научных проблем потребуется собрать все научные и инженерные силы, оптимизировать интеллектуальные возможности России, координировать действий многочисленных организаций, учёных и специалистов.

Эту задачу можно успешно решить только с помощью федеральных научно-технических программ.

Решили:

Принять концепцию, изложенную в докладе д.т.н., профессора Иванцова О.М., в качестве научно-технического прогноза в возможности создания и реализации, на основе  достижений отечественной науки и промышленности, специальной «Научно-технической программы по развитию нефтегазового строительства в России».

Предложить Минэнерго РФ, Минобрнауки РФ и Минстрою РФ выступить инициаторами и организаторами федеральных программ.

В этих программах:

-ЦНИСК им.Кучеренко, ЦНИИОСП им.Герсеванова, Институту физики Земли РАН при актуализации СНиП 11-7-81 по строительству в сейсмоопасных районах предусмотреть дополнения по обеспечению безопасности и надёжности трубопроводов, строящихся в районах действия высокобальных землетрясений и геодинамики медленного действия, медленного движения, а также в части строительства трубопроводов в разжиженных грунтах и оползневых районах;

-Корпорации ВСМПО-АВИСМА предложить разработать арктические стали на основе использования титановых сплавов для изготовления труб, трубных деталей и трубопроводной арматуры арктического класса;

-НИЦ «Строительство», НИЖБ им.Гвоздева предусмотреть в планах разработку оптимальных технологий, составов бетонов, железобетонных конструкций для оснований платформ, гидротехнических и других сооружений, размещаемых на промыслах добычи нефти и газа на шельфе полярных морей;

-АО «РОСНАНО» предложить на базе нанотехнологийсоздание высокоэффективной тепловой изоляции арктического класса трубопроводов, оборудования и строительных конструкций;

-«Газпром ВНИИГАЗ», ИМАШ РАН, «ВНИИСТ» закончить разработку методики по расчёту конструктивной надёжности магистральных газопроводов (РД 51-4.2-003-97) и совместно с «Гипроспецгазом» и другими проектными институтами выполнить показательные расчёты конструктивной надёжности на конкретных примерах проектируемых газопроводов.

Рекомендовать:

1.Минстрою РФ и Ростехнадзору:

-законодательно установить обязательность контроля качества начиная с проектирования объектов, утвердить регламент инструментального и приборного контроля, включить в сметы затраты по выполнению строительного контроля;

-провести конкурс на разработку технологии и комплекта оборудования для проведения внутренней дефектоскопии (диагностики) трубопровода после гидравлических испытаний (одновременно с ними) пред сдачей объекта в эксплуатацию.

2МИЦ ОПК «Сварка» и РОССНГС подготовить соответствующие предложения и материалы по данному вопросу и представить их в Минпромторг России с целью рассмотрения их на Научно–координационном совете по развитию сварки и родственных технологий в Российской Федерации с участием ПАО «Газпром», АО «НК «Роснефть» и др. заинтересованных организаций и ведомств и подготовки специального доклада руководству Минпромторга России.

3.МИЦ ОПК «Сварка» МГТУ им. Баумана при формировании плана исследовательских работ:

-рассмотреть выдвинутые академиком Б.Е.Патоном перспективные направления сварки в гидросфере при сооружении подводных комплексов добычи нефти и газа;

-совместно с «Газпром ВНИИГАЗ», НИИ транспорта нефти и нефтепродуктов «АК «Транснефть» разработать методику определения индивидуального остаточного ресурса трубопровода с общей оценкой его технического физического состояния с учётом влияния дефектов, выявленных диагностикой.

4.Рекомендовать д.т.н., профессору Иванцову О.М. сделать на основе доложенных материалов специальный доклад на Арктическом форуме, который состоится в октябре 2016г. в г. Санкт-Петербург о возможностях российской науки и промышленности по созданию отечественных производственно-технических комплексов для освоения, добычи и транспортировки углеводородов на Арктическом континентальном шельфе.

 

2.Научно-технические программы нефтегазового строительства

 

Глобальный кризис вызвал замедление роста мировой экономики и спроса на энергию, обострение конкуренции на энергетических рынках, а избыток предложения и новые технологии перекрывают международную торговлю топливом в неблагоприятном для России направлении.

К этому добавляется отрицательное воздействие на перспективу энергетики России введённых по политическим мотивам экономических санкций.

Действующие в последнее время общемировые объективные факторы существенно повлияли на нефтегазовое строительство.

Рецессия в строительстве вызвала потерю имущества, кадров и банкротство. В СРО Ассоциация «Нефтегазстрой» за последние полгода выбыло более 20% от числа входящих в неё организаций.

Через строителей реализуются все крупные нефтегазовые проекты, осваиваются огромные капитальные средства. Газопровод Сила Сибири вместе с месторождениями Чаяндинское и Ковыктинское стоят 55 млрд. долларов, а вместе с газоперерабатывающими мощностями 100 млрд. долларов.

В странах с высокоразвитой экономикой на территориях с умеренным климатом  строительство одного километра трубопровода большого диаметра стоит  2,5-3,3 млн. долл., 1 км Denali-TheAlaskaGasPipeline12,4 млн. долл.

1 км газопровода Заполярное – Уренгой 1420 мм обошёлся в 4,4 млн. долл.,  1 км Северного потока  - 3,9 млн. долл.

 Прошедшая в ноябре прошлого года VРоссийская научно-практическая конференция «Актуальные вопросы нефтегазового строительства», показала, что после ликвидации Миннефтегазстроя и распада его централизованного научно-конструкторского блока научная база в стране оказалась не подготовленной к выполнению крупных программ энергетической стратегии России.

В создавшемся положении для двух обозначенных программ развития энергетики необходимы федеральные  научно-технические программы по типу успешно действовавшей межгосударственной  научно-технической программы «Высоконадёжный трубопроводный транспорт», необходимо осуществить собирание всех научных и инженерных сил для оптимизации интеллектуальных возможностей России, координации действий многочисленных организаций.

В ближайшие десятилетия намечается ввести в эксплуатацию 14 месторождений в регионах со сложными климатическими условиями.

Несколько примеров этих условий:

В северной части Новой Земли зарегистрировано землетрясение силой около 4 баллов. По космическим снимкам оно идентифицировано, как возникшее при ударе о дно отколовшегося айсберга размером 0,8х4 км, а в высоту предположительно 100 м. При таких параметрах он весил около  150-200 млн. т.

10 августа 2012г. в Карском море вблизи архипелага Новая Земля были зарегистрированы рекордные порывы ветра силой 55 м/с (198 км/час), возникающие возможно 1 раз в 100 лет.

На Сабетте причалы для отгрузки СПГ и лёдозащитные сооружения должны выдерживать давление льда до 600 т на погонный метр. Толщина льда в Обской Губе 1,5 м, нарастает до 3 и 5 м.

Вероятно, инициаторами создания названных федеральных научно-технических программ должны выступить  Министерство энергетики, Академия наук России.

В блоке строительного комплекса федеральных научно-технических программ, в дорожных картах  решения задач высшей сложности  (сверхзадач), связанных с вызовами Арктики, главной составляющей должен стать новый этап индустриализации.

Новый этап индустриализации строительного комплекса  предусматривает использование последних научных достижений для отбора или создания строительных материалов, конструкционных сталей для работы в условиях низких температур и повышенного коррозионного влияния, изготовление всех технологических блоков только на заводах по нормам ЕСКД, принятым в машиностроении, с испытанием в заводских условиях и с заводской ответственностью.

Территория Восточной Сибири и Дальнего Востока покрыта постоянномерзлыми породами.

Начиная с 60-х годов прошлого столетия в Западной Сибири, Коми и Якутии проложены тысячи километров магистральных и промысловых трубопроводов по постоянномерзлым грунтам, накоплен большой уникальный опыт.

Институт мерзлотоведения ЦНИИСК, ВНИИОСП и еще целая группа исследовательских организаций разработали научные основы, создали нормы проектирования и строительства на постоянномерзлых грунтах.

В настоящее время самое важное – освоение, изучение, глубокий анализ всего наработанного по мерзлоте с целью разработки рекомендаций по технологиям и организации производства работ, создание парка строительных и транспортных машин, учитывая минимальное техногенное вмешательство, охранения первобытного состояния природного массива, усовершенствование, обновление нормативной документации на основе последних исследований и опыта работы на нефтепроводе Пурпе – Самотлор, газопровода Заполяное – Уренгой, Бованенково – Ухта и других.

Остаются и трудно решаемые проблемы, такие, как пересечение морозобойных трещин, оценка пространственного перемещения трубопровода, обеспечение его продольной устойчивости в условиях сезонного пучения и сезонной осадки грунта в результате воздействия кристаллизационного давления, достигающего 220 МПа при каждом цикле промерзания, погашения плавучести газопроводов и интенсивных деформаций от продольного сжатия, когда на газопроводах диаметром 1420 мм, когда балластировка достигает 2-4 тыс. тонн на 1 км. В России исследования, связанные с оценкой геотехнического состояния постоянно мерзлых грунтов, будут перманентными.

Как видно на карте сейсмического районирования Восточной Сибири и Дальнего Востока, в Якутии, на Камчатке и Сахалине сейсмическая активность достигает 10 баллов по шкале МSК – 64 (Рис.1).

 

image1Рис.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

«Старстрой» совместно с итальянской компанией Snamprogetteи нашим участием решили научные задачи и создали основы проектирования и строительства переходов нефтепроводов, газопроводов через активные тектонические разломы. Наши строительные организации построили на Сахалине 19 таких переходов. Ученые России - ЦНИСК им. Кучеренко, ЦНИИОСП им. Герсеванова, институт физики Земли выполнили большой объем исследований для строительства в сейсмических районах. СНиП 11-7-81 по сейсмике, составленный этими организациями, в настоящее время нуждается в обновлении в части надежности и безопасности трубопроводов, подверженных воздействию высокобальных  землетрясений и геодинамики медленного действия, медленного движения, а также в части строительства трубопроводов в разжиженных грунтах и в оползневых районах.

Ресурсная  сырьевая база Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфовых  месторождений арктических морей, уже  в настоящее время  подготовлена к  началу выполнения намеченных программ. Разведанные запасы нефти превышают 1,2 млрд. т, конденсата 220 млн. т, природного газа – около 60 трлн. м3. Освоение шельфа России в его  сегодняшних границах потребует  до 2050 года  по предварительным расчётам инвестиций свыше  2,5 триллионов долларов.

В Программе освоения  ресурсов  углеводородов на шельфе РФ до 2030 года, в прошедшей недавно в Петербурге 12-й конференции и выставке по освоению нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа, практически, задачи строительного комплекса не обозначены.

Не акцентируются строительные проблемы и в зарубежных нефтегазовых программах на перспективу. Складывается впечатление, что и в отечественных, и в зарубежных программах, определяющих будущее нефтегазовой энергетики,  явно недооценивается роль строительной науки и строительного производства в работе на перспективу, решения научных и инженерных проблем высшего уровня сложности.

Строительный комплекс нефтяной и газовой промышленности, как участник выполнения вышеназванных особых программ, должен принять особые условия шельфовых проектов, найти решения и ответы на экологические вызовы Арктики. 

Для возведения нефтяных и газовых объектов вызовы Арктики имеют особую специфику и высокую сложность.

В последние годы на Западе значительно продвинулись разработки по созданию подводных добычных комплексов нефти и газа на шельфах.

Statoilстроит на норвежском шельфе и обещает в ближайшее время запустить первую в мире подводную компрессорную станцию Asgard(общий вес 5060 т, размеры 75x45x20 м). Это самый крупный объект, когда-либо установленный на морское дно.

Подводная компрессорная - этап в реализации концепции создания полностью подводного предприятия, осуществляющего комплексную подготовку углеводородов на морском дне с обратной закачкой газа в пласт после его сепарации от нефти.

Для изготовления большого размера тяжёлых герметичных технологических блоков для установки на дне моря, рассчитанных на автономную работу в течение 25 лет, подводные монтажные работы по прокладке жёстких и гибких трубопроводов, шлангокабелей и силовых кабелей могут потребовать создания  и разработки новых технологий, сварочных материалов и оборудования, способных работать и служить в уникальных по сложности условиях.

Своими соображениями о сварке в гидросфере поделился академик Борис Евгеньевич Патон. Процитирую его отдельные положения: «Сварка в гидросфере сможет получить серьезное распространение только в том случае, если удастся разработать весьма совершенные методы неразрушающего контроля сварных соединений, методологию технической диагностики сварных конструкций. Для этого потребуются мощные банки данных и компьютерное моделирование.

Конечно, весьма интересна и перспективна «мокрая» сварка, например, при сооружении в гидросфере крупных сварных конструкций и их ремонте. Такая технология применяется в наше время на глубине до 100 метров, при этом, как правило, в работе участвует оператор-водолаз.

Водолазные скафандры позволяют работать на глубине только до 300 метров. Погружение на большую глубину пока неосуществимо, и связано это, в том числе, с физиологическими особенностями организма человека. Однако в перспективе будут освоены глубины порядка сотен метров, где работа оператора невозможна. Сварка и резка в таких экстремальных условиях должны быть полностью автоматическими. Задача несколько облегчается благодаря тому, что за процессом сварки можно  наблюдать и частично управлять им из находящегося поблизости батискафа.

Следует иметь ввиду, что на больших глубинах при высоком гидростатическом давлении свойства дуги и протекание  металлургических процессов совершенно не изучены. Постановка таких исследований крайне необходима.

Получить качественные соединения, выполненные «мокрой» стыковой контактной сваркой оплавлением, не удастся. То же самое относится к стыковой сварке сопротивлением. Значит, необходимо развивать «сухую» сварку под водой в гипербарических камерах

В гидросфере возможно использование лазерной технологии с применением твердотельного лазера и волоконной оптики. Лазер можно установить на надводном корабле, а световой луч транспортировать по волоконному световоду.

Другой вариант - опустить лазер в герметичном корпусе на дно или поместить в батискаф, из которого «выпускается» световод с «горелкой». Однако получить качественное сварное соединение очень трудно. Опыты по лазерной сварке под водой проводятся, но предстоят длительные исследования, в том числе связанные с созданием новых присадочных материалов».

Электроснабжение сварочных и сопутствующих технологических процессов на больших глубинах представляет самостоятельную и достаточно сложную задачу. Видимо оптимальными будут источники энергии, состоящие из аккумуляторной батареи и преобразователей, прежде всего инверторов.

Для гидросферы рассматривается идея использования ядерных энергетических установок. Имеется проект «Аквабур» с использованием ядерной энергетической установки (ЯЭУ).

Чрезвычайно сложная и актуальная задача - ремонт на больших глубинах сварных конструкций. Для него нужны дистанционно управляемые сборочные стапели, кондукторы и манипуляторы. Оказалось, что ремонтные работы значительно сложнее сварочных. Сегодня ремонт одного сварного стыка подводного трубопровода на глубине 100 метров и более стоит несколько миллионов долларов.

До недавнего времени основным законодателем инженерных решений  в области освоения  континентального шельфа были норвежские специалисты, но сегодня Россия  выходит  на этот рынок, имея уникальный опыт разработки и строительства атомных ледоколов.

В 1968г. в России была построена  первая в мире многоцелевая атомная подводная лодка водоизмещением 5200 тонн и длиной около 100 м.

В 90-х годах было построено несколько глубоководных технических станций с нормальным водоизмещением 1500 тонн и длиной от 40 до 60 метров. В период с 1995 по 2005 год было построено несколько обитаемых подводных аппаратов – батискафов (проект «Русь») водоизмещением 25 тонн и глубиной погружения от 6000 до 7000 метров, высокопрочный сферический корпус которых выполнен из титана.

В стране есть крупные научные и конструкторские центры: ЦНИИ им. академика А.Н.Крылова, ЦНИИ конструкционных материалов «Прометей», НИИ «Рубин», Центральное конструкторское бюро «Коралл», научный и технический центр на ОАО «ПО «Cевмаш» и другие, способные создавать инновационные технологии и оборудование для освоения  месторождений  арктического шельфа. Накоплен известный опыт  работы  на шельфе Охотского моря у о.Сахалин, где реализовано 9 проектов, МЛСП «Приразломная» в Печёрском море, Корчагинское и имени Филановского месторождения на Каспии, Кравцовское месторождение на шельфе Балтийского моря.

Компания «Межрегионтрубопроводстрой» впервые в российской практике успешно построило подводный комплекс для добычи газа на Киринском месторождении в Охотском море вблизи острова Сахалин.

За годы работы успешно реализованы крупномасштабные морские шельфовые проекты и сегодня без преувеличения можно сказать, что АО «Межрегионтрубопроводстрой» является сильнейшей отечественной подрядной организацией в области морского строительства.

Компания обладает значительным парком судов различного класса общим количеством более 30 единиц. В Сингапуре для МРТС строится трубоукладочное судно (трубоукладочная баржа).

В рамках освоения полуострова Ямал Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения  (ЮТ ГКМ) и строительства завода сжижения природного газа (проект Ямал СПГ), АО «МРТС» осуществляет строительство порта Сабетта на северо-востоке полуострова. Порт создаст новые условия для разработки месторождений Ямала и Обской губы Карского моря, обеспечит рост объёма перевозок по Северному морскому пути, в том числе поставку газа с Ямальского СПГ.

Не могу не упомянуть о другом, так называемом «проекте СПГ», который навязчиво пропагандируют американские СМИ по указанию с Капитолийского холма: о поставке из США в Европу сжиженного природного газа сланцевых месторождений. Теперь уже без всяких дипломатических прикрытий речь идёт о желании вытеснить поставки российского газа из стран Европы с целью нанесения прямого ущерба экономике нашей страны. По состоянию на сегодня речь может идти о 150 млрд. м3 газа в год, которые поставляет европейским странам «Газпром».

Я много лет занимался проблемами транспорта  и хранения СПГ. Был даже избран сопредседателем международной конференции сжиженному природному газу в Алжире, следовательно, хорошо знаком с заводами СПГ и всеми видами изотермических хранилищ. Это супердорогой технически сложный проект, если он вообще возможен, предложит потребителям значительно более дорогой газ в сравнении с подаваемым по трубопроводам из России. Но это бесспорное удорожание. Это никто не оспаривает, как и сложные вопросы обеспечения безопасности  и экологии.  В порывах слепой нетерпимости и неприязни к России американского истеблишмента рождаются в 21 веке такие «проекты».

По мере создания все более глубоководных систем морской нефтедобычи резко возросла необходимость приме­нения титановых сплавов для изготовления подводного оборудования.

Трубы для магистральных трубопроводов, промыслов и технологических установок должны соответствовать новому классу: «арктические», с повышенными  показателями по хладостойкости и стойкости к коррозионному воздействию, к восприятию деформационных нагрузок.

В России есть уникальный комплекс по производству и обработке титановых сплавов - ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА», которая  предлагает к поставке не только трубы из сплавов титана для нефтегазодобычи на суше и на мор­ском шельфе, но и целый спектр оборудования и элемен­тов трубопроводов.

С использованием достижений нанотехники должны быть созданы эффективные изоляционные материалы, обладающие высокими теплофизическими и антикоррозионными свойствами, необходимой прочностью для работы в условиях ледового воздействия (арктическая теплоизоляция). Должны быть подобраны специальные бетоны для шельфовых гидротехнических конструкций, оснований глубоководных морских платформ.

Для выпуска специальной строительной техники может потребоваться специализация существующих  машиностроительных отраслей и (или) организация новых производств специального машиностроения.

«Газпром» в настоящее время разрабатывает комплексную программу создания центральных и региональных береговых баз для обеспечения работ на шельфе.

Для морской перевозки модулей могут быть использованы крупногабаритные суда ледового класса различных типов. Эффективность транспортировки  определяется многими факторами и расчётом по специальным методикам. Например, на Аляску (месторождение Прудхо-Бей) доставлялись морем модули полной заводской готовности весом 1200-3800 т, изготовленные в Сиэтле - на другом берегу континента, для берегового комплекса подготовки нефти и газа  месторождения Чайво (Сахалин) базовые модули весом 1700т изготовлялись в Южной Корее.

Верхнее строение буровой платформы «Беркут» для месторождения Аркутун-Даги (Проект Сахалин-1) в режиме буксировки прошла путь 2800 км  с судоверфи в Корее. Вес верхней и нижней части превышал 200 тыс.т. Платформа Приразломной имеет габариты 126х126 м, полная масса с балластом – более 500 тыс. тонн.

Освоение месторождений нефти и газа арктических районов, шельфов арктических морей станет важным инновационным кластером развития российской экономики, вывода экономики страны на новый  научно-технический уровень, обеспечит новый этап индустриализации, как это случалось раньше с началом создания суперсовременной техники оборонного комплекса в Советском Союзе.

ВНИИГАЗ, ИМАШ РАН, ВНИИСТ должны продолжить работу по совершенствованию методики по расчету конструктивной надежности магистральных газопроводов (РД-51-4.2-003-97) с учётом временного фактора и появления дефектов с помощью вероятностных моделей и аналогий. В национальный стандарт РФ ГОСТ Р «Подводные трубопроводные системы» включён, как альтернативный расчет конструктивной надежности морских трубопроводов. Нужно иметь такую же альтернативу  для сухопутных трубопроводов.

По данным «Газпром ВНИИГаз» за 30 лет эксплуатации линейной части магистральных трубопроводов страны зарегистрировано 1280 аварий, в том числе связанных с подземной коррозией 36,5% и 29% со строительством. Анализ применяемых в России методов и технических средств контроля при строительстве магистральных и промысловых трубопроводов обеспечивают требования ИСО 9001:2000.

Многолетняя практика показала преимущество контроля качества СМР магнитной и ультразвуковой внутритрубной дефектоскопии (диагностика обычно выполняется  после заполнения трубопровода продуктом вначале эксплуатации) по сравнению с контролем обычным арсеналом средств строительного контроля.

Необходимо, несмотря на  усложнение и удорожание испытания трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию, ввести внутритрубный ультразвуковой, магнитный диагностический контроль, как обязательную процедуру.

Медленное снижение в последние годы числа техногенных аварий на трубопроводах  в условиях старения основных  фондов указывает на то, что существующая структура нормативной документации в области обеспечения техногенной безопасности не позволяет пока существенно изменить общепринятый уровень риска (1.10-6) и повысить безопасность сложных технических трубопроводных систем.

Важно одно: энергетика на углеводородах остаётся  главной, основной.

 

О.М. Иванцов, гл. научный консультант РОССНГС и СРО

Ассоциация «Нефтегазстрой», д.т.н., проф., доклад на

совместном заседании   Проблемного научно-технического

 совета РОССНГС и  Президиума НТС МИЦ ОПК

 «Сварка» МГТУ им. Баумана

 

3.Магистральный путь   ОАО «Белтрубопроводстрой» 50 лет

 

Успешность и стратегическая безопасность производственно-хозяйственной деятельности предприятий топливно-энергетического комплекса зависит от стоимости сырьевых и энергетических ресурсов, их своевременной доставки в необходимом объёме. Строительство нефте- и газопроводов сопряжено с развитием ресурсной базы в основных нефтегазодобывающих регионах России. Соответственно, процесс ввода месторождений в эксплуатацию и сдачи трубопровода  должен быть точно синхронизирован по времени.

Для выполнения этих требований современные компании выбирают наиболее эффективный, надёжный и безопасный способ транспортировки углеводородов – трубопроводный транспорт.

На протяжении пятидесяти лет над созданием и обновлением трубопроводной системы ТЭК СССР, а в последующие годы Республики Беларусь и Российской Федерации, кропотливо трудится белорусская организация ОАО «Белтрубопроводстрой».

За полвека работы специалистами предприятия построено более 4000 км трубопроводов, компрессорных станций общей мощностью около 1100 МВт, нефтеперекачивающих станций, резервуарных парков общим объёмом более                      1 360 000 м3, более 60 газораспределительных станций различной производительности.

На территории Республики Беларусь ОАО «Белтрубопроводстрой» являлось генподрядной организацией по строительству значительного для отрасли проекта конца XX века - магистрального газопровода «Ямал-Европа». Для этого трубопровода, реализуемого в рамках Trans-EuropeanNetworkи отнесенного Европейским Союзом к приоритетным, предприятие проложило 140 км трубы диаметром 1420 мм.

ОАО «Белтрубопроводстрой» построил заводы газового оборудования и аппаратуры в России и Беларуси, 4 подземных хранилища газа в Беларуси и Латвии, десятки компрессорных и газораспределительных станций, тысячи километров распределительных газопроводов-отводов к населённым пунктам Беларуси, России и Прибалтики и крупнейшим индустриальным предприятиям (Новолукомльская ГРЭС, ОАО «Нафтан», ОАО «Гродно Азот», Калининградская ТЭЦ-2 и др). В конце 90-х годов для АК «Транснефтепродукт» в г.Унеча Брянской области был сооружен экспортный таможенный терминал с резервуарным парком емкостью 110 тыс. м3.

Построенные трубопроводы  позволили обеспечить газом города Таллинн, Вильнюс, Калининград и Минск, а также более ста населенных пунктов областного и районного значения. Реализован один из крупных проектов последних лет по газификации Полесья и регионов, пострадавших от аварии на Чернобыльской АЭС - это более 300 км газопроводов-отводов, сооруженных в кратчайшие сроки.

Силами организации построено и сдано более 200 тыс. м2 жилой площади.

ОАО «Белтрубопроводстрой» одна из первых строительных организаций среди топливно-энергетического комплекса Республики Беларусь разработала и внедрила систему менеджмента качества по строительству трубопроводов, отвечающую международным требованиям  ISO9001.

Кроме того на предприятии внедрены системы менеджмента на базе международных стандартов IS014001, OHSAS18001.

Действует аккредитованная в Беларуси и России собственная служба контроля качества, оборудованная по последнему слову техники и укомплектованная квалифицированным штатом.

С 2006 года организация является действительным членом Российского Союза Нефтегазостроителей.

Успех и масштаб организации стал возможен благодаря целенаправленной политике предприятия по формированию коллектива.  Три десятка лет во главе предприятия стоял Александр Петрович Донец, удостоенный в 1999 г. почетного звания «Заслуженный строитель Республики Беларусь», передавший свой опыт и знания Гайковичу Ивану Антоновичу и последующим руководителям.

Техническую политику со дня создания организации проводил главный инженер компании - Ефим Владимирович Гордон, талантливый строитель и организатор. Его дело успешно продолжает первый заместитель генерального директора Кубрак Владимир Михайлович. Под их руководством воспитаны и обучены сотни профессионалов, составляющих основу коллектива, насчитывающего до 1000 человек.

Особое внимание в организации уделяется механизации строительных процессов.

На предприятии внедрены и используются технологии горизонтально-направленного бурения. Компания располагает пятью буровыми установками, в том числе мощной немецкой PrimeDrillingс тяговым усилием в 400 тонн.

Организация выполняла буровые работы под реками, озерами, болотами, лесами, авто и железными дорогами, с диаметрами прокладываемых трубопроводов от 63 мм до 1420 мм и длиной до 2000 м.

Значительное техническое оснащение, квалифицированный персонал и огромный опыт позволяют предприятию в настоящее время сооружать до 300 км трубопроводов различного диаметра в комплексе с надземными сооружениями и объектами инфраструктуры.

 

Кубрак Владимир Михайлович, Первый заместитель

 генерального директора ОАО «Белтрубопроводстрой»,

 «Neftegaz.RU», №11-12, 2015г.

 

4.10,82 млрд. рублей на НИОКР

 

Совет директоров ПАО «Газпром» утвер­дил отчет о ходе реализации в 2014 году Программы инновационного развития компании до 2020 года. Группа «Газ­пром» продолжает выделять значи­тельные средства на финансирование научно-исследовательских и опытно­-конструкторских работ (НИОКР).

В 2014 году на эти цели направлена рекордная за всю историю компании сумма -10,82 млрд. рублей. По объему инвестиций в инновации «Газпром» входит в число лидеров среди рос­сийских компаний.

В частности, на заседании было отмечено, что в 2014 году была обеспе­чена существенная экономия топливно-энергетических ресурсов: их удельный расход на собственные технологиче­ские нужды снизился по сравнению с 2013 годом на 11,7%. Удельные вы­бросы парниковых газов в С02-эквиваленте снизились на 2,4%. Кроме того, в прошлом году компании Группы «Газпром» получили 218 патентов.

 

«Восточный» маршрут - по плану

В начале сентября Председа­тель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер провел сове­щание по реализации инвести­ционных проектов компании, связанных с поставкой газа в Китай по «восточному» маршруту в г. Благовещенске. Было отмечено, что «Газпром» ведет масштабную работу по формированию крупного центра газодобычи в Якутии на базе Чаяндинского место­рождения, созданию магист­рального газопровода «Сила Сибири» и мощного газопере­рабатывающего комплекса в Амурской области. Строи­тельство газопровода «Сила Сибири» ведется на участке от Чаяндинского месторож­дения до г.Ленска протяжен­ностью 207 км. Уже сварено и уложено в траншею 27 км линейной части газопровода. На строительстве добычных и газотранспортных объектов задействовано около 2600 работников подрядных орга­низаций и порядка 1280 еди­ниц строительной, специ­альной и вспомогательной техники.

«Проект реализуется по графику. Все необходимые ресурсы мобилизованы, рабо­таем четко и слаженно. Перво­очередные объекты «восточ­ного» маршрута поставок газа в Китай, как и планировалось, будут готовы в 2018 году», - сказал Алексей Миллер.

 

Амурский ГПЗ

ООО «Газпром переработка Благовещенск» (входит в Группу «Газпром») и ОАО «НИПИгазпереработка» (НИПИГАЗ, входит в Группу СИБУР) договорились о парт­нерстве по проектированию, координации поставок обору­дования, материалов и управ­лению строительством Амур­ского газоперерабатываю­щего завода (ГПЗ) в  районе  г.Свободного Амурской обла­сти. Амурский ГПЗ станет круп­нейшим в России и одним из крупнейших в мире пред­приятием по переработке при­родного газа: проектная мощность - до 49 млрд. куб. м в год. В состав ГПЗ также войдет крупнейшее в мире произ­водство гелия.

В рамках совместной реа­лизации проекта НИПИГАЗ в качестве подрядчика обеспе­чит подготовку рабочей доку­ментации, поставку оборудо­вания и материалов, выполне­ние строительно-монтажных работ по Амурскому ГПЗ и осу­ществит передачу ООО «Газ­пром переработка Благове­щенск» завода в состоянии механической готовности.

В текущем году планиру­ется приступить к подготовке площадки под строительство. Поэтапный ввод в эксплуата­цию технологических линий ГПЗ будет синхронизирован с развитием добычных мощ­ностей в Якутии и Иркутской области. Амурский ГПЗ «Газ­прома» будет технологически связан с предприятием по глу­бокой переработке углеводо­родов, проект строительства которого в настоящее время рассматривает СИБУР.

 

Газ для Иннополис

В Республике Татарстан состоялись торжественные меро­приятия, посвященные вводу в эксплуатацию газопровода-отвода от магистрального газопровода Казань-Горький и автоматической газо­распределительной станции (АГРС) «Елизаветино». В меро­приятиях приняли участие Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Мил­лер и временно исполняю­щий обязанности Президента Республики Татарстан Рустам Минниханов.

Начало эксплуатации газопровода-отвода (протяжен­ность 10,47 км) и АГРС «Ели­заветино» - первый этап проекта по развитию газо­снабжения строящегося горрда Иннополис, эконо­мика которого будет основана на высокотехнологичной промышленности. Новые объекты позволят увеличить подачу газа в Иннополис с 5 тыс. до 20 тыс. куб. м в час. Завер­шение проекта запланиро­вано на 2016 год. К этому вре­мени будут построены еще один газопровод-отвод и АГРС. В результате будут созданы условия для подачи в Иннопо­лис 100 тыс. куб. м газа в час, что позволит полностью обес­печить потребность города в природном газе.

 

Первый стык

В районе села Сокулук Чуйской области Киргизской Рес­публики состоялась сварка первого стыка финального участка II очереди магистраль­ного газопровода Бухарский газоносный район - Ташкент – Бишкек - Алматы от казахско-киргизской границы до ком­прессорной станции «Сокулук».

В торжественном меро­приятии приняли участие министр энергетики и промышленности Киргизии Кубанычбек Турдубаев, Председа­тель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер, генераль­ный директор ОсОО «Газпром Кыргызстан» Болот Абилдаев, главы администраций рай­онов Киргизии, представи­тели министерств и ведомств республики, а также другие официальные лица.

Строительство участка от казахско-киргизской гра­ницы до КС «Сокулук» станет завершающим этапом созда­ния II очереди газопровода на территории Киргизии (про­изводительность 1,7 млрд. куб. м газа в год). Завершение строительства II очереди запла­нировано на 2016 год.

 

Назначения

В ПАО «Газпром», ООО «Газ­пром ВНИИГАЗ» и ООО «Газ­пром трансгаз Москва» состоя­лись кадровые изменения.

Начальником Департа­мента 310, который координи­рует работу Единой системы газоснабжения России, назначен Сергей Панкратов, до этого занимавший долж­ность первого заместителя начальника Департамента 310. Прежний руководитель Депар­тамента 310 Борис Посягин вышел на пенсию.

Начальником Депар­тамента 817, курирующего вопросы экономической экспертизы и ценообразования, назначен Виталий Хатьков, ранее занимавший должность заместителя начальника этого департамента. Прежний руково­дитель Департамента 817 Елена Карпель вышла на пенсию.

Начальником Департамента 308 ПАО «Газпром» назначен Вячеслав Михаленко, ранее возглавлявший ООО «Газ­пром трансгаз Москва». Прежний руководитель Депар­тамента 308 Олег Аксютин возглавил Департамент 123.

В свою очередь прежний начальник Департамента 123 Дмитрий Люгай стал генераль­ным директором ООО «Газпром ВНИИГАЗ», сменив на этом посту Павла Цыбульского, который продолжит работу в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в качестве заместителя гене­рального директора. Генераль­ным директором ООО «Газпром трансгаз Москва» назначен Александр Бабаков.

 

«ГАЗПРОМ», №09, 2015 г.

5.«Wavemaker» — длинноволновая ультразвуковая система для диагностики и мониторинга трубопроводов

В статье рассмотрены вопросы применения длинноволновой ультразвуковой системы экспресс-контроля трубопроводов «Wavemaker». Система позволяет выявить проблемные зоны и общее состояние участка трубопровода длиной в несколько десятков метров за одну постановку кольца с преобразователями. Зачистка трубопровода до металлического блеска не требуется, установка кольца и производство замера занимает несколько минут. По результатам контроля генерируется отчет в форматах PDFи RTF. В рамках статьи приводятся примеры использования системы, краткое описание работы данного метода, рекомендации по его использованию.

Трубопроводы являются одним из самых распространённых сооружений современ­ного промышленного производства. Даже на небольшой нефтебазе, включающей в себя несколько резервуаров, железнодорожный слив, автоналив и насосную станцию, про­тяженность трубопроводов обычно измеря­ется километрами. А если взять нефтепере­рабатывающий завод или нефтеналивной порт, то длина трубопроводов увеличива­ется на порядок. При этом надо принять во внимание, что большая часть трубопроводов находится в изоляции или расположена под землей.

Исходя из вышесказанного, понятно, что задача диагностики таких трубопроводов с обследованием их реального состояния становится необычайно сложной и затрат­ной. Если для магистральных трубопроводов успешно применяется внутритрубная диа­гностика, то в случае технологических трубо­проводов этот метод слабо применим из-за многообразия диаметров, наличия изгибов, переходов, ответвлений, отсутствием систем запуска инспекционных снарядов. Исходя из этого, перспективной выглядит применение системы длинноволновой ультразвуковой диагностики, одной из разновидностей ко­торой является система «Wavemaker» компании GuidedUltrasonicsLtd.

Главная особенность этих систем — возможность получить сведения о состоя­нии участка трубопровода, ограниченного задвижками или фланцами, не снимая изо­ляции и не вскрывая его полностью.

В системе контроля труб «Wavemaker» используются направленные ультразвуко­вые волны относительно низкой частоты для проверки протяженных участков трубо­проводов (до 100 м) с целью обнаружения дефектов — коррозионного износа, трещин, механических повреждений и т.д. Данный метод целесообразно использовать в сово­купности с другими методами неразрушаю­щего контроля — визуальным и измеритель­ным, традиционным ультразвуковым, УК с применением фазированных решеток, мето­дов РЕС (определение состояния металла под изоляцией) и т.д.

 

Принцип работы системы «Wavemaker»

Принцип работы основан на генериро­вании и возбуждении в трубопроводе ульт­развуковых колебаний относительно низкой частоты (порядка десятков тысяч кГц). На трубопровод устанавливается кольцо с пре­образователями и при помощи электронного блока сгенерированные волны испускаются в обе стороны от кольца по всему объему тела трубы. Любые отклонения в площади по­перечном сечении трубы, такие как сварные швы, опоры, коррозионные повреждения, заплаты и наплавки, механические повреж­дения и т.д. дают отраженные сигналы, кото­рые фиксируются прибором.

 

 

В результате оператор получает диаграм­му, характеризующую зависимость ампли­туды сигнала от расстояния до кольца, т.е. немного модифицированный А-скан, хорошо известный по традиционному ультразвуко­вому методу. Задача оператора и состоит в установке соответствия сигналов реальным особенностям трубы. Эту задачу помогает решать С-скан — развертка трубы с картой цветов, характеризующей амплитуду и рас­пределение сигналов по окружности.

Из-за использования типов ультразвуко­вых волн, распространяющихся с постоянной скоростью, легко решается задача точного определения расстояния до дефектов. При использовании разных материалов возмож­на корректировка скорости ультразвука.

 

Состав комплекта

Комплексная система контроля труб «Wavemaker» включает следующие основные компоненты:

—         кольца с пьезоэлектрическими преобразо­вателями системы «Wavemaker» — специ­альные модульные конструкции, содер­жащие преобразователи, число которых зависит от диаметра. Кольцо устанавлива­ется на трубопроводе в месте испытания. Кольца малых диаметров выполняют жесткими, больших — надувными;

—         собственно прибор «Wavemaker» — элек­тронный блок для управления работой кольца преобразователей, тестирования его исправности, сохранения данных и связи с компьютером;

—         компьютер с программой «WavemakerWavePro» — служит для управления работой системы и обработки данных, но непосредственно для сбора данных его можно не использовать.

 

Процесс контроля

С помощью традиционного ультразвуко­вого метода проведение диагностики про­тяженных участков трубопровода является достаточно трудоемкой задачей в связи с возможностью контроля лишь небольшого участка трубопровода, расположенного не­посредственно под преобразователем. Даже с учетом того, что разработаны ЕМАТ-преобразователи, дефектоскопы с фазированными решетками, разнообразные автоматические сканеры, для контроля еще необходимо снять изоляцию и зачистить участок объекта контроля!

Использование длинноволновой ульт­развуковой системы «Wavemaker» позволяет контролировать 100% тела трубы на участках длиной до нескольких десятков ме­тров при помощи направленных волн, рас­пространяющихся в обе стороны от места установки преобразователей. По результату определяются зоны повышенного внимания, в которых можно провести дополнительный контроль.

При работе с системой зачистка до ме­таллического блеска поверхности трубопро­вода и контактная жидкость не требуются. Для установки кольца достаточно 3-5 мин. Процесс сбора данных занимает до 5 минут и осуществляется как при помощи переносного компьютера, так и без него — с сохранением данных в памяти прибора. Анализ результа­тов может проводиться в полевых или каме­ральных условиях.

 

Интерпретация результатов

Типичный результат контроля (А-скан) в программе «WavePro» выглядит так, как пока­зано на Рисунке 3. По горизонтальной оси отло­жено расстояние в обе стороны от места уста­новки кольца с преобразователями. Красная и черная кривые — это отражения от соответ­ственно симметричных и несимметричных относительно осевой линии трубы особен­ностей. Нулевая точка соответствует точке установки кольца. По вертикальной оси от­ложена амплитуда сигнала. На базе диаграм­мы программа автоматически создает отчет с указанием координат дефектов, сварных швов и других особенностей трубопровода.

Для упрощения интерпретации результа­тов программа содержит функцию продоль­ной развертки трубы (С-скан), позволяющую определить расположение дефекта по окруж­ности. При помощи градиента цветов (от голу­бого до красного) можно получить представ­ление о распределении амплитуд сигнала по периметру трубы. Характерные прямые ли­нии на С-скане — сварные швы, являющиеся важнейшим элементом анализа. По их ампли­туде, геометрическим параметрам рассчиты­вает? уровень кривой, по которой определя­ется допустимость дефектов (Рисунок 4).

 

 

 

 

 
 

 

Рисунок 5 демонстрирует пример обнаруже­ния дефекта на трубопроводе. Диагностиро­вался переход через автомобильную дорогу. Под дорогой (расстояние от кольца от 7 до 13 м) дефектов выявлено не было. Вблизи уста­новки кольца были выявлены нарушения изо­ляции, а на другой стороне дороги — корро­зионные повреждения на подземном участке.

На Рисунке 6 изображен трубопровод и С-скан, полученный при помощи системы «Wavemaker». При визуальном контроле де­фектов обнаружено не было. Ультразвуковая толщинометрия в месте установки кольца отклонений не выявила. На С-скане по ниж­ней образующей выявлены обширные кор­розионные дефекты. При разрезании трубы на фрагменты на внутренней стороне обна­ружены множественные повреждения метал­ла с утонением трубы до 3,0 мм (паспортная толщина — 8 мм) (Рисунок 7).

 

Преимущества и ограничения системы «Wavemaker»

—         Дает возможность контроля участка трубопровода протяженностью в несколько десятков метров в обе стороны от кольца с преобразователями за один замер.

—         На порядок повышает информативность контроля при тех же затратах на подготовку трубопровода. Можно определить общее состояние трубы, руководствуясь затуханием сигнала и амплитудой когерентного шума.

—         Эффективно применяется для быстрого определения поврежденных участков трубопроводов в недоступных для осмотра местах:

>                под изоляцией;

>                на подземных переходах через железные и автомобильные дороги;

>                на подводных и воздушных переходах трубопроводов;

>                на переходах через обвалования резервуаров;

>                на эстакадах.

—         Не требует нагружения трубопровода (может проводиться контроль как заполненного продуктом, так и пустого трубопровода).

—         Дает возможность определения трещин и потери основного металла (более чем 5% от поперечного сечения трубопровода).

—         Система портативна и автономна, что важно для использования в труднодоступных местах.

Ограничения системы «Wavemaker»:

—         Система не позволяет определить точные размеры дефектов, а предназначена для экспресс-контроля — определения расстояния до аномальных зон и оценки степени повреждения трубопровода.

 

Итоги

В результате проведения работ по диагно­стированию потенциально опасных участков трубопроводов в период с 2007 по 2015 гг. на объектах компаний «ТНК-ВР», «Лукойл- Западная Сибирь», «Лукойл-Пермнефть», «Новгороднефтепродукт», «Лукойл-Коми», Petrobras, KazTransOilи других выявлено, что наиболее эффективно применение системы «Wavemaker» для:

—         диагностирования коротких участков трубопроводов (до 50 м) с ограничен­ным доступом к телу трубы (переходы через естественные и искусственные препятствия);

—         локализации дефектных участков анома­лий, выявленных магнитными бесконтакт­ными методами;

—         в качестве дополнительного метода кон­троля при проведении инструментальных обследований в шурфах (в том числе для определения размера катушек при ликви­дации отказов трубопроводов);

—         диагностирования трубопроводов, имею­щих доступ к телу трубы (технологические, линейные на эстакадах, воздушные пере­ходы и т.п.).

 

Выводы

Дополнительным дефектоскопическим кон­тролем подтверждалось более 80% дефек­тов, обнаруженных системой «Wavemaker». Применение системы позволяет сократить общие затраты времени на выполнение кон­троля технического состояния трубопроводов за счёт необходимости проведения дополни­тельного неразрушающего контроля только в местах обнаруженных аномальных зон.

ООО «ЭКОЛ и НК»

198099, Россия, Санкт-Петербург, ул. Калинина, д. 22, оф. 417 +7 812 252-41-58, +7 812 747-34-42 Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. www.ekolink.ru

 

И.Л. Валышков, главный инженерООО «ЭКОЛиНК»,

«Экспозиция Нефть Газ», №05, 2015г.

 

6.Аварийные разрушения магистрального газопровода и их связь с технологией сварки стыков труб в полевых условиях

 

Рассмотрены особенности возникновения аварийных ситуаций на магистральном газопроводе «СВГКМ-Мастах-Берге-Якутск» и их связь с технологией сварки неповоротных стыков труб в полевых условиях до -35... -50 °С. Показано, что тех­нология сварки на горячий проход имеет определяющую роль в снижении эксплуатационной прочности стыков труб при дли­тельной эксплуатации магистрального газопровода в условиях Севера.

 

Введение

Линейно-производственное управление маги­стральных газопроводов (МГ) ОАО «Сахатранснефтегаз» осу­ществляет эксплуатацию газопровода «СВГКМ-Мастах-Берге-Якутск» двухниточного исполнения, общей суммарной протя­женностью 2174 км с 1970 года. Производительность газопро­вода на период 2010 года составила более 1,5 млрд. м3/год.

В анализированы причины аварийных ситуаций на объекте МГ «СВГКМ-Мастах-Берге-Якутск» за период с 2000 по 2010 годы и установлено, что наибольшая доля возникших аварийных ситуаций приходится на 2003 и 2009 годы и дости­гает примерно 12 и 21%, соответственно. При этом процент­ное соотношение причин возникших аварийных ситуаций за десять лет распределяется следующим образом: брак строи­тельно-монтажных работ — 32%, механические повреждения труб машинами и механизмами при земляных работах — 17%, нарушения материалов и конструкций, вызванные их длитель­ной эксплуатацией — 14%, коррозия — 13%, металлургические дефекты труб — 9%, стихийные природные явления — 7%, потери устойчивости при геокриологических изменени­ях местности — 3%, нарушение требований эксплуатации и ошибки персонала — 5%.

Если объединить причины возникших аварийных ситуаций за десять лет, связанных с деградацией и свойствами мате­риалов, технологией их производства, а также с технологией монтажных работ сваркой в условиях низких климатических температур до -35...-50 °С при строительстве МГ, их количе­ство достигает 68%.

В данной работе рассматриваются особенности разруше­ний МГ по сварным соединениям и их связь с технологией монтажной сварки неповоротных стыков труб до -35...-50 °С в полевых условиях.

 

О разрушениях магистрального газопровода

В 2003 году, с интервалом две недели, произошли две аварии магистраль­ного трубопровода, эксплуатирующегося более 30 лет. Пер­вая авария газопровода «Берге-Якутск» представляла собой раскрытие металла вдоль трубопровода в верхней части, с многочисленными ветвлениями трещины, на месте монтаж­ного кольцевого шва общей протяженностью разрушения 2,16 м.

После аварии собрано 6 разрушившихся фрагментов об­щей протяженностью разрушения 2160 мм, кольцевой шов разорван поперек шва на 4 отдельных участка со следующими длинами: 1010 мм, 235 мм, 315 мм, 127 мм, соответственно. Общая длина шва по периметру составляла — 1687 мм.

Вторая авария представляла собой разрыв кольцевого сварного шва с последующим выбросом труб от оси укладки с радиусом 30-50 м, общая длина разрушения — 22 м. Установ­лено, что значительных следов коррозии и утонения размеров стенки не наблюдалось. Диаметр трубы соответствует 530 мм, толщина стенки — 7 мм.

Очагом второго разрушения послужила сквозная трещи­на — свищ, расположенная на нижней части трубопровода на месте кольцевого сварного шва и заводского продольного шва. Свищ протяженностью 33 мм образовался от сварного дефекта — канальной поры размером 15x2 мм. Направление истечения газа было в сторону грунта, и в результате поднятия давления образовалась реактивная сила, послужившая нача­лом разрыва кольцевого сварного шва с последующим выбро­сом труб от оси укладки на расстоянии 30-50 м.

Следует отметить, что сварка неповоротных стыков труб производится в трех пространственных положениях: нижняя, вертикально вверх или вниз, потолочная сварка. При условномразделении длины шва неповоротного стыка труб, равной 1687 мм, длина шва каждого участка будет соответствовать: длине дуги круга, соответствующей 90°. Наиболее трудно сва­риваемым участком является участок потолочной сварки двумя сварщиками. Следовательно, наиболее правомерным является образование протяженного свища от канальной поры при дли­тельной эксплуатации газопровода, приведшего к разрушению.

Спектральным анализом разрушившихся труб из двух участ­ков установлено, что в первом случае материалы разрушивших­ся труб соответствуют маркам стали 17Г1С и 09Г2С. Наибольшее разрушение произошло по основному материалу стали 17Г1С. Расчетное значение внутреннего разрушающего давления с обнаруженной усталостной трещиной составляет 45,38 кг/см2, во втором случае соответствует марке стали 09Г2С. Расчетное значение внутреннего давления на 183 км газопровода «Берге- Якутск» в момент разрушения трубопровода составляло 42,61 кг/ см2. В обоих случаях очагами разрушения МГ явились свар­ные соединения монтажной сварки неповоротных стыков труб.

Очаг разрушения сварного соединения неповоротного стыка труб из сталей 09Г2С и 17Г1С расположен с внутрен­ней стороны трубы перпендикулярно кольцевому шву в зоне термического влияния. Разрушению подвергалась верхняя часть газопровода, поэтому для исследования распределения остаточных сварочных напряжений на внутренних приповерх­ностных слоях трубы из оставшегося в траншее участка с коль­цевым швом была вырезана проба размером 600x700 мм.

По результатам измерений остаточных сварочных на­пряжений обнаружено, что уровень кольцевых остаточных сварочных напряжений на расстоянии 15 мм от центра шва достигает 210 МПа, что составляет 65% от предела текучести стали 17Г1С. Со стороны трубы из стали 17Г1С осевые оста­точные напряжения на расстоянии 20 мм достигают~120 МПа. А со стороны трубы из стали 09Г2С на расстоянии -10 мм максимальные значения кольцевых и осевых ОСН достигают-75 и -85 МПа, соответственно. Здесь распределение кольцевых и осевых ОСН относительно центра шва несимметрично, что требует детального анализа технологии сварки.

По результатам радиографического контроля качества сварного соединения обнаружены следующие дефекты: непровары в корне шва (Нк), трещины вдоль шва (Тв) и поперек шва (Тп), скопление шлаков (С12Ш1,5), отдельные шлаки (Ш) и поры (П). Все участки сварного шва имеют дефекты и не соответствуют требованиям нормативных документов. Общая длина обнаруженных непроваров в корне шва составляет — 228 мм, с глубинами от 1 до 2,5 мм.

При длительной эксплуатации газопровода возникло значительное циклическое нагружение. В результате этого в области технологических дефектов развились локальные пла­стические деформации и способствовали росту усталостной трещины. В последующем разрушении трубопровода ОСН, скорее всего, перераспределились и релаксировали. Несмотря на это уровень кольцевых и осевых ОСН остается высоким.

 

Анализ режимов сварки стыков труб в полевых условиях

Бо­лее подробно рассмотрим сборку, монтаж участков газопровода, а также технологию сварки стыков труб в полевых условиях при температуре окружающего воздуха от -35 до -50 °С. На тру­босварочных базах из труб длиною 12 м собирались секции, кото­рые на трубовозах в зимнее время развозились по трассе. Сборка труб в секции длиною 36 м с применением подкладных колец после прихваток ручной дуговой сваркой производилась авто­матической дуговой сваркой под флюсом проволокой сплошного сечения. Сварка выполнялась на стенде с роликовым вращателем. При соединении секции или отдельных труб в непрерывную нитку сварка неповоротных стыков на трассе магистрального га­зопровода выполнялась ручной дуговой сваркой.

Разделка кромок труб — стандартная с суммарным углом раскрытия 60° и притуплением 2 мм. Каждая труба с внутрен­ней и внешней сторон на расстоянии 30 мм от соединяемого конца, а также подкладное кольцо зачищались до металличе­ского блеска. Подкладное кольцо устанавливалось в одну из труб с плотным прилеганием к внутренней стенке и привари­валось к ней в 6-8 местах швами протяженностью 50-60 мм. Затем на кольцо насаживалась вторая труба. Концы труб за­жимались в центраторе и между ними устанавливался зазор 2-3 мм. Наложение прихваток производилось в 6-8 местах по периметру с заполнением разделок кромок до 30-40%.

Во всем диапазоне температур до -50°С, при которых выполнялись сварочные работы, предварительный подогрев стыков труб не требовался.

Технология сварки стыков труб плетей и их монтажной свар­ки по трассе в полевых условиях до -50°С подробно описана. При этом, во всем диапазоне температура до -50°С, при которых выполнялись сварочные работы, предварительный по­догрев стыков труб не использовался. По этим данным выполнен уточненный расчет режимов сварки стыков труб МГ «Мастах-Бер- ге-Якутск», приведенных в работе. При этом коэффициент (h) эффективной передачи тепла нами принят: для автоматической ЭДС под флюсом АН-348А сварочной проволокой СВ-10Г2 — 0,95÷ 1,0; монтажной РЭД сварки неповоротных стыков труб — 7÷0,8. Результаты расчета приведены в Таблице 1.

 

 

 
 

 

Свариваемость трубных сталей 09Г2С и 17Г1С

Для оценки свариваемости трубных сталей в условиях низких климатических температур определяются их основные ха­рактеристики по лабораторным испытаниям и справочным данным существующих ГОСТов.

 

Результаты анализа

Наши экспериментальные исследования также показыва­ют, что скорости охлаждения при сварке изделий толщиной стенки до 10 мм до температуры окружающей среды -45°Cв диапазоне погонных энергий от 1517,96 до 3223,0 кДж/м достигают~12,0÷~4,0 °С/с.

При этом в металле ЗТВ сварного соединения стыка труб из стали 09Г2С при W6/5= 10 °С/с формируется максималь­но 92,3% бейнита, 7,7% остаточного аустенита, твердость — 171 HV.

Аналогичный расчет скорости охлаждения (W8/7) в ин­тервале температур структурных превращений металла ЗТВ сварного соединения от 800 до 700°С при сварке стыков труб из стали 17Г1С до -50°С толщиной стенок 7 и 9 мм по­казывает, что при тех же принятых значениях теплофизиче­ских свойств и погонных энергиях W8/7меняется от 14,58 до 3,07 °С/с и от 24,1 до 5,07 °С/с, соответственно. При этом в металле ЗТВ сварного соединения стыка труб из стали 17Г1С при W8/7= 24,1°С/с формируется максимально бейнита -70, мартенсита ~8 и феррита+перлита -20%, твердость -288 HV.

В свою очередь, при сварке стыка труб толщиной стенок 7 мм из сталей 17Г1С и 09Г2С погонной энергией 1478,75 кДж/м, температуре окружающей среды до -50°С при скорости ох­лаждения, равной 14,58°С/с, формируется в металле ЗТВ стали 17Г1С бейнита 58%, феррита + перлита -33%, а для стали 09Г2С бейнита -85%, мартенсита -8%, остаточного ау­стенита -7%. Твердость металла ЗТВ для стали 17Г1С рав­на -257,5 HV, а для стали 09Г2С -172 HV. Здесь разница твер­достей металлов ЗТВ соответствует -85,5 HV, т.е. твердость металла ЗТВ стали 17Г1С относительно твердости металла ЗТВ стали 09Г2С на 49,7% выше. С другой стороны, данное значе­ние твердости в металле ЗТВ стали 17Г1С соответствует по­вышенному уровню распределения ОСН в этой зоне сварного соединения стыка труб из сталей 17Г1С и 09Г2С. Следова­тельно, большая плотность технологических дефектов в свар­ном соединении из этих сталей, высокий уровень ОСН, при наличии микротрещин в металле ЗТВ стали 17Г1С способствовали развитию и распространению разрушения по ос­новному металлу стали 17Г1С при длительной эксплуата­ции магистрального газопровода.

Поворотная сварка на стенде с роликовым вращателем и сварка заполняющих и облицовочных проходов неповорот­ных стыков труб плетей в полевых условиях производились на горячий проход. В таких технологических процессах ско­рости охлаждения W6/5металла ЗТВ сварных соединений при заполняющих и облицовочных швах с погонными энергиями от 2160,49 до 3223,0 кДж/м получаются меньше, чем приве­денные выше данные W6/5.

Следовательно, металл ЗТВ сварного соединения при сварке с приведенными значениями qп(табл. 1) стыков труб газопровода в условиях низких климатических тем­ператур значительно разупрочняется, в результате чего склонность к возникновению эксплуатационных дефектов и трещин в металле ЗТВ сварных соединений стыков труб за длительный период эксплуатации газопровода «СВГКМ- Мастах-Берге-Якутск» возрастает, что подтверждается следующими данными.

Сбор и обработка статистических данных по отказам га­зопровода «Таас-Тумус-Якутск» ведутся с момента его ввода. Анализ наиболее характерных причин отказов газопровода Мастах-Берге-Якутск выявил, что более 50% отказов приходится на сварные кольцевые швы с образованием сквозной трещины-свища. Изучение причин образования свищей пока­зывает, что основными очагами разрушений служат дефекты сварки корневого шва (непровары, поры, шлаки и т. д.), явля­ющиеся концентраторами напряжений. Статистическим ана­лизом размеров выявленных свищей установлено, что свищи с размерами от 10 до 30 мм составляют более 55% от общего количества.

Таким образом, возникновение многочисленных дефектов в зонах сварных соединений газопровода и частых инциден­тов за период его длительной эксплуатации в экстремальных условиях Севера, скорее всего, связано с некоторыми недора­ботками технологии монтажной сварки стыков труб в услови­ях низких климатических температур до -50°С.

 

Выводы:

—         В связи со значительным диапазоном содержания массовой доли элементов в трубных сталях по существующим ГОСТам и различия их свариваемости для разработки технологии монтажной сварки стыков труб в полевых условиях Севера обязательно определение химического состава трубных сталей специализированными лабораториями.

—         Значения Сэкв, рассчитанные по приведенным зависимо­стям, имеют значительный разброс, что, скорее всего, связано с разницей физико-механических свойств и технологией про­изводства различных сталей, использованных для статистиче­ской обработки и вывода этих зависимостей.

—         Оценкой свариваемости и температуры предваритель­ного подогрева при сварке неповоротных стыков труб тол­щиной стенки до 10 мм в условиях низких климатических температур окружающей среды до -35...-50°С установлено, что для сварки стыков труб, изготовленных из стали 09Г2С, не нужен предварительный подогрев, а для сварки стыков труб, изготовленных из стали 17Г1С, предварительный подогрев обязателен. Нарушение этого положения явилось одной из причин разрушения сварных неповоротных стыков труб, изго­товленных из сталей 09Г2С и 17Г1С.

—         Наиболее ответственным участком сварки неповоротных стыков труб является участок потолочной сварки, где возникшие при сварке технологические дефекты получают дальнейшее развитие при длительной эксплуатации маги­стрального газопровода и приводят к разрыву неповоротно­го стыка труб и его аварийному разрушению.

—         Одним из основных факторов снижения длительной прочности и сокращения сроков эксплуатации сварных со­единений неповоротных стыков труб, сваренных на горячий проход, является разупрочнение металла зоны термического влияния сварного соединения, где могут развиться техноло­гические дефекты при длительной эксплуатации магистрального газопровода в условиях низких климатических температур и привести к его аварийному разрушению.

 

А.П. Аммосов, д.т.н., З.Г. Корнилова, к.т.н., А.Э. Горохов,

 Институт физико-технических проблем Севера

 им. В.П. Ларионова СО РАН,  «Сварка и Диагностика», №06, 2015г.

 

7.Учет влияния на частоты аварий проектируемых магистральных и промысловых трубопроводов радиографического и ультразвукового контроля сварных соединений и испытаний давлением в процессе строительства

 

Предложен подход к оценке частоты аварий проектируемых магистральных и промысловых трубопрово­дов с учетом планируемых видов и объемов неразрушающего контроля сварных соединений и условий испытаний давлением на прочность и герметичностью завершающей стадии строительства. Приводятся расчетные соотношения и конкретные примеры применения разработанного аппарата.

В соответствии с [1,2] сварные со­единения, выполненные в процессе ведения работ по строительству, ре­конструкции, техническому перево­оружению и капитальному ремонту опасных производственных объектов магистральных трубопроводов (ОПО МТ) и промысловых трубопроводов (ПТ), подлежат контролю качества на основе неразрушающего контро­ля, как правило, радиографическим (основной) и ультразвуковым (дуб­лирующий или дополнительный) методами. Объем и методы контроля должны быть определены проектной документацией.

Аналогично, объекты линейной части ОПО МТ и ПТ по завершению вышеперечисленных работ должны быть испытаны давлением на проч­ность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации.

Все современные методики оцен­ки частоты аварий магистральных и промысловых трубопроводов, в ос­новном, используют, так называемый, полуколичественный метод. Суть ме­тода оценки аварийности конкретного магистрального или промыслового трубопровода основывается на корректировке средней по отрасли частоты аварийности эксплуатируемых трубопроводов, определенной стати­стическими методами.

По данным документа [6] они составляют для сухопутных магистральных газопроводов λу=0,14 на 1000 км/год и магистральных неф­тепроводов λу=0,27 на 1000 км/год.

МЭОЧАГаз разработана специали­стами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и рекомендована к использованию при проведении анализа риска опасных производственных объектов газо­транспортных предприятий и объек­тов газодобычи [3,4].

Основная концепция МЭОЧАГаз со­стоит в том, что для рассматриваемого участка трассы газопровода опреде­ляется значение общего коэффици­ента влияния Квл, показывающего во сколько раз ожидаемая удельная частота аварии на конкретном участке отличается от среднестатистической удельной частоты, зафиксированной для отрасли. МЭОЧАГаз оперирует 45 факторами, сгруппированными в 7 следующих групп:

—         возможные воздействия третьих лиц;

—         наружная коррозия;

—         коррозия под напряжением;

—         качество производства труб и оборудования;

—         качество строительно-монтажных работ;

—         природные воздействия;

—         уровень технической эксплуата­ции с установленными по резуль­татам анализа статистических данных известных аварий, а также экспертным путем весовыми ко­эффициентами и шкалами баль­ных оценок для каждого фактора внутри каждой группы.

 

 
 

При этом ожидаемая удельная ча­стота аварий на рассматриваемом ло­кальном участке трубопровода может быть определена из выражения:

 

 

Ктркоэффициент, связанный с харак­теристиками трубопровода;

Квллокальный коэффициент влия­ния внешних и внутренних факторов.

 

 
 

В зависимости от характеристик магистрального газопровода рассчи­тывается коэффициент Ктр, равный произведению:

 

где Крег региональный коэффициент влияния (задается таблично для выбранного региона);

Квозр - коэффициент возраста, опре­деляется численным значением с гра­дацией 5 лет;

Ккаткоэффициент категории,  принимается по таблице в зависи­мости от назначенной категории газопровода.

Локальный коэффициент Квл учи­тывает совокупное влияние на ожи­даемую частоту аварийности всех местных факторов, действующих на рассматриваемом участке трубо­провода (переходы через водные преграды, автомобильные дороги и т.д.) с учетом статистических весовых коэффициентов групп, совокупности бальных оценок и весовых коэффи­циентов соответствующих локальных внутригрупповых факторов влияния.

Аналогичный подход, в обобщен­ном виде представленный формулой (1), используется для оценки частоты аварий на отдельных участках линейной части ОПО магистральных нефте­проводов и нефтепродуктопроводов [5].

Здесь коэффициент Ктр можно за­писать в виде произведения частных коэффициентов, зависящих от харак­теристик нефтепровода:

 

 
 

 

где Крег - региональный коэффициент влияния;

Кдиам- коэффициент, зависящий от диаметра нефтепровода;

Кпркоэффициент способа прокладки;

Кп—коэффициент прочности.

Локальный коэффициент Квл ис­пользует 5 групп влияния:

—         внешние антропогенные воздействия;

—         коррозия;

—         природные воздействия;

—         конструктивно-технологические факторы;

—         дефекты тела трубы и сварных швов.

Целью настоящей статьи является разработка предложений по способам расчета частоты аварий проектируе­мых трубопроводов в зависимости от закладываемых проектировщиками объемов неразрушающего контроля сварных стыков и испытаний давле­нием на прочность при строительстве.

Для оценки влияния на частоту аварий неразрушающего контроля сварных стыков, осуществляемого радиографическим и ультразвуковым методами, и испытаний давлением на прочность рассмотрим статисти­ческие данные по долевому распре­делению причин аварий на линейной части российских магистральных газопроводов (МГ) и магистральных нефтепроводов (МН), приведенных в таблице 1 по данным ООО «Газпром газнадзор» [4].

 

 

 
   

Исходя из физических соображений, на основе анализа таблицы 1 можно прийти к выводу, что неразрушаю­щий контроль сварных стыков на за­вершающем этапе строительства по­зволяет выявить часть дефектов СМР и тем самым уменьшить частоту аварий по данной причине. Испытания трубопровода давлением способствуют уменьшению частоты аварий по причинам «строительные дефекты» и «заводские дефекты труб и оборудо­вания». Именно дефекты, оставшиеся не выявленными в результате нераз­рушающего контроля и испытания давлением, определяют процентный состав указанных в таблице аварий, произошедших по данным причинам.

 

Оценка среднестатистической эффективности методов неразру­шающего контроля сварных стыков

Основным физическим методом контроля качества сварных соедине­ний является радиографический кон­троль [7,8]. В качестве дополнительно­го или дублирующего видов контроля качества сварных соединений приме­няется ультразвуковой контроль.

Вероятность выявле­ния объемных дефектов радиографи­ческим методом составляет 90—92 %, а вероятность выявления плоскостных дефектов не превышает 33—69%.

Ультразвуковой метод применяют для выявления внутренних поверхност­ных дефектов (эффективность 70% для толщин 40—100 мм). Важнейшим преимуществом ультразвукового контроля (в отличие от радиографи­ческого) является высокая вероят­ность выявления наиболее опасных плоскостных дефектов. На рисунке 1 приведены статистические данные (по 4 источникам) выявленных дефектов в сварных соединениях уль­тразвуковой дефектоскопией (УЗД) и радиографией (РАД) [9].

Среднее значение выявляемости плоскостных дефектов методами УЗД и РАД по статистическим данным, приведенным на рисунке, составляет 86% и 43,75% соответственно.

 

 

Статистические данные по дефек­там сварных швов нефтегазового оборудования и трубопроводов [10] показывают, что объемные дефекты составляют 70—75%, а плоскостные 25—30% от общего числа дефектов сварных швов.

Принимая, что объемные и пло­скостные дефекты составляют 72,5 % и 27,5 % соответственно, далее полу­чим коэффициенты эффективности (выявляемости дефектов радиографи­ческим и ультразвуковым методами):

 

 
 

где Эрад, Эуз—коэффициенты эффек­тивности контроля радиографиче­ским и ультразвуковым методом соответственно.

Для расчета коэффициента нераз­рушающего контроля сварных стыков Кнк последовательно радиографиче­ским и ультразвуковым методами предлагается использовать следующее выражение:

 

 
 

где Vоб рад, Vоб уз- объем контроля ра­диографическим и ультразвуковым методом соответственно.

Анализ показывает, что исходя из существующих требований к объе­му неразрушающего контроля, в каче­стве среднестатистической величины коэффициента неразрушающего контроля для всей совокупности ма­гистральных газопроводов целесооб­разно принять

 

 
 

рассчитанный при 100% объеме ра­диографического контроля. В резуль­тате имеем Кнко= 0,22.

Испытания трубопроводов давлением позволяют отбраковать дефекты в элементах трубопроводных систем до ввода их в эксплуатацию. По данным статисти­ки в среднем на каждые 16 км трубо­провода выявляется 1 дефект.

 95% дефектов связаны с некачественными строительно-монтажны­ми работами при установке линейных крановых узлов, при этом утечки про­являются при давлениях, не превы­шающих заводские испытательные давления, установленные для кранов 1,5Рраб, 4%—дефекты крановых узлов, связанные с заводским браком и 1 % — дефекты, связанные с заводским браком труб.

Время выдержки трубопровода под давлением оказывает существенное влияние на результаты испытаний. Анализ гидравлических испытаний показал, что около 50% всех дефек­тов было обнаружено в процессе подъема давления и 13% в первый час выдержки под давлением. Со вре­менем процент выявленных дефектов уменьшается и через 3 часа с начала испытаний обнаруживается около 0,3% дефектов [11].

Это связано с тем, что при испытательном давлении Риспраб, возникающие кольцевые напряжения составляют только 61—77% от нормативного зна­чения текучести. При испытательном давлении Рисп= (1,1... 1,2)Рраб кольцевые напряжения возрастают до величины порядка 80% от предела текучести, и только при Рисп= 1,5Рра6 кольцевые на­пряжения становятся равными 100% от нормативного значения текучести.

Российскими и зарубежными исследованиями установлено, что при кольцевых напряжениях до 90% от предела текучести создаваемых при испытаниях в трубопроводе выявляет­ся только 20% имеющихся дефектов. В случае, если испытательное давление обеспечивает кольцевые напряжения равными 90—110% от предела теку­чести, то может быть выявлено 60 % всех дефектов. 

В связи с этим для испытательных давлений в диапазоне:

 

 
 

 

и времени испытаний более 12 часов, может быть выявлено 20 % имеющих­ся дефектов, что соответствует эф­фективности испытаний Эид =0,2, или: Кид= 1-Эид =0,8.

Для испытательного давления Рисп= 1,5Рра6 и времени испытаний более 12 часов, выявляется 60% всех дефектов, следовательно, для этих условий можно принять эффектив­ность испытаний Эид=0,6, откуда:

 

 
 

 

В период 1997—2009 гг. руководящим документом был СНиП 111-42—80* «Магистральные трубопро­воды», который определял величину испытательного давления в диапазоне 1,1Рра6-Рзав в течение времени 24 часа. При этом заводское испытательное давление Рзав составляло 90—95 % от нормативного значения текучести. С учетом сказанного для последующих расчетов можно принять среднестатистический коэффициент испытания давлением Кидо = 0,6.

 

Связь частоты аварий трубопро­водов с характеристиками неразрушающего контроля и испытания давлением на прочность

Анализ данных таблицы 1 показы­вает, что неразрушающий контроль сварных соединений позволяет об­наружить и затем устранить часть дефектов строительно-монтажных работ, а испытания на прочность давлением позволяют выявить как дефекты строительно-монтажных работ, так и заводские дефекты труб и оборудования.

 

 
 

Поставим задачу связать частоту аварий с эффективностями разрушающего контроля сварных соедине­ний и испытаний на прочность. Для этого представим удельную средне­статистическую частоту аварий для газопроводов λукор в следующем виде:

 

 

где α2—часть аварий, произошедших из-за не выявленных заводских де­фектов труб и оборудования; α3— часть аварий, произошедших из-за не выявленных дефектов строи­тельно-монтажных работ;

α1— часть аварий, произошедших по другим причин, указанным в таб­лице 1.

Введем также неизвестные пара­метры β1, β23,которые по смыслу аналогичны параметрам α123,однако характеризуют возможные доли аварий, которые произошли бы в случае отсутствия неразрушающего контроля сварных стыков и испытаний на прочность на данном этапе.

Таким образом, зависимость часто­ты аварий от объема и эффективности неразрушающего контроля сварных стыков и параметров испытаний на прочность можно представить для магистральных газопроводов в рас­сматриваемый период времени в сле­дующем виде:

 

 
 

 

Исходя из полученного выражения, можно оценить диапазон изменения частоты аварий в зависимости от объе­ма и эффективности неразрушающе­го контроля и испытаний давлением на прочность. Из формулы (6) следует, что в одном предельном (гипотетиче­ском) случае, когда Кнкид=0 (эффек­тивности неразрушающего контроля сварных стыков и испытания давления равны 1, т.е. выявляются все заводские и строительные дефекты), то λукор =0,643λу. В другом предельном случае, когда эффективности неразру­шающего контроля и испытаний равны нулю, частота аварий увеличивает­ся до значениям), λукор =2,57λ,т.е. более,2,5 раза. Если Кнк=0,22 и Кил= 0,6 (равны среднестатистическим значе­ниям), то λукор= λу. При этом параметры вектора а соответствуют выражению (4). При необходимости можно также определить отдельно вклады методов неразрушающего контроля и мето­да испытаний давлением в частоту аварий.

Используя соответствующие ста­тистические данные, рассмотренный подход можно использовать также для магистральных нефтепроводов. По данным таблицы 1 для МН спра­ведливо следующее, аналогичное (6), выражение:

 

 
 

 

 

 

 


где λу=0,27 на 1000 км/год.

В заключение рассмотрим пример практического использования предложенной методики. Предположим, что при разработке специальных технических условий на проектируе­мый участок магистрального газо­провода в качестве компенсирующих мероприятий решено использовать повышенное испытательное давление до 1,5Pраб, а также применить 100% радиографический (основной) и 100% ультразвуковой (дублирую­щий) контроль всех сварных стыков. Необходимо рассчитать, насколько снизится частота аварий относительно средней частоты по отрасли.

 

 
 

ПримемКид=04, а Кнк  рассчитаем по формуле          

 

В результате имеем λукор= 0,768λу. Таким образом, удельная частота аварий по сравнению со средней по отрасли снизится в 1,3 раза.

 

1.Федеральные нормы и правила в области про­мышленной безопасности. Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов. Утверждены приказом Федеральной службы по экологиче­скому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. № 520.

2.СП 34-116—97.Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов. М.: Минтопэнерго России, 1997.

3.СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газо­транспортных предприятий ОАО «Газпром». М.: ОАО «Газпром», 2009.380 с.

4.Овчаров С.В. О некоторых методах оценки ча­стоты аварий на магистральных трубопроводах при расчете пожарного риска // Безопасность труда в промышленности.2011 г.№ 2.С.61-69.

5.Руководство по безопасности. Методические рекомендации по проведению количественно­го анализа риска аварии на опасных производ­ственных объектах магистральных нефтепрово­дов и магистральных нефтепродуктопроводов. Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атом­ному надзору от 7 ноября 2014 г. № 500.

6.Изменения, вносимые в приказ МЧС России от 10.07.2009 № 404 «Об утверждении Методики определения расчетных величин по­жарного риска на производственных объектах». Введены Приказом МЧС России от 14.12.2010. № 649.

7.СТО Газпром 2-2.1-383-2009.Нормы проекти­рования промысловых трубопроводов.

8.СТО Газпром 2.2.4-083-2006. Инструкция по неразрушающим методам контроля при строительстве и ремонте промысловых и ма­гистральных газопроводов.

9.Н.Н. Коновалов. Нормирование дефектов и до­стоверность неразрушающего контроля свар­ных соединений. ФГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2006.

10. В.Е. Гордиенко, Е.Г.Гордиенко. Дефекты и их влияние на работоспособность сварных кон­струкций промышленных зданий и строитель­ных машин. Санкт-Петербургский государствен­ный архитектурно-строительный университет, 2012.

11.Решение проблемного научно-технического совета Российского Союза нефтегазостроителей по теме: Подготовка и проведение испытаний магистральных трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию, 20 мая 2009 г. Москва.

 

В статье рассмотрены методические вопросы оценки частоты аварий трубо­проводного транспорта, учитывающие виды и объемы неразрушающего кон­троля сварных стыков трубопроводов и испытания их давлением на проч­ность в процессе проектирования и строительства. Данная методология может найти применение при проекти­ровании магистральных и промысловых газопроводов и нефтепроводов, а также нефтепродуктопроводов. Показано, что увеличение объемов неразрушающего контроля и испытания давлением за­кономерно ведет к снижению частоты аварий проектируемых трубопроводов или их участков и является действен­ным способом повышения надежности и управления уровнем безопасности при проектировании.

 

В.А.Пименов, д.т.н., проф., зам. генерального директора

ООО «Протос Экспертиза», В.Н.Белышев, технический

 директор ООО «Протос Экспертиза», Е.В.Михальчева,

ведущий инженер ООО «Протос Экспертиза», А.В.Тукачёв,

главный инженер ООО «Протос Экспертиза»,

 А. А.Титов, нач. отдела экспертиз технических

устройств ООО «Протос Экспертиза»,

«ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ», №01 2016г.

 

8.Процесс хроматирования труб: «за» и «против»

 

Хроматированием называют обработку горячей трубы раствором бихромата калия. Хроматирование - один из этапов подготовки по­верхности. Как и другие этапы, хроматирование призвано повысить адгезию эпоксидного покрытия к стали и, таким образом, дает воз­можность получить более высокие показатели покрытия по катодному отслаиванию и водостойкости адгезии. Кроме того, считается, что применение хромата позволяет нивелировать отклонения на других этапах подготовки поверхности.

Наряду с перечисленными достоин­ствами нанесение хромата имеет и серьезные недостатки. Хроматирова­ние - процесс нетехнологичный. В за­водских условиях раствор наносится губкой, валиком или полотенцем. Тол­щина хромата никак не контролирует­ся, а между тем слишком толстый слой может приводить к провалам теста на катодное отслаивание и термоциклов. Есть у технологии и экономическая составляющая.

На экономику в первую очередь влия­ют два факта. Во-первых, хромат для трубных применений не производится в России, а импортируется. А во-вторых, хромат имеет сложную и дорогостоя­щую процедуру утилизации. По нашей оценке, использование хромата на од­ной линии изоляции обходится в 34 тыс. руб. в смену. В предположении, что на заводе работает одна смена 5 дней в не­делю, хроматирование обходится в 680 тыс. руб. в месяц, или 8 млн. руб. в год. Но самым значимым недостатком процесса хроматирования является, пожалуй, его вред для здоровья человека. Какими последствиями чревата регулярная работа с бихроматом ка­лия? Токсичность соединений хрома находится в прямой зависимости от его валентности: наиболее ядовиты сое­динения хрома (VI), высокотоксичны соединения хрома (III), металличе­ский хром и соединения хрома (II) ме­нее токсичны. Отметим, что используемый на трубном производстве раствор бихромата калия как раз и является соединением хрома (VI), т.е. наиболее токсичным соединением. Соединения хрома (VI) в первую очередь поража­ют почки; страдают также функции печени и поджелудочной железы. Соединения шестивалентного хрома оказывают местное раздражающее действие, вызывая поражение кожи, изъязвление слизистой оболочки носа вплоть до прободения носовой перегородки, поражение верхних ды­хательных путей и легких. Резорбтивное (острое и хроническое)действие проявляется главным образом в виде заболеваний желудочно-кишечного тракта и поражения сердечно-сосудистой системы. Наряду с этим на­званные соединения могут вызывать аллергические заболевания и обла­дают бластомогенными свойствами. Хроматы являются главной при­чиной производственных контактных дерматитов. Хромовые дерматиты, как правило, развиваются на кистях рук или предплечьях, на лице. Может появиться пузырьковая, папулезная, гнойничковая или узелковая сыпь. Известно, что хром обладает канце­рогенным эффектом, поражает ЦНС, оказывает повреждающее действие на репродуктивную функцию.

Вот как классифицируются соединения хрома (VI) документом «Гигиенические нормативы ГН 2.2.5.1313-03 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вред­ных веществ воздухе рабочей зоны»: «Хром (VI) - соединения, при работе с которыми требуется специальная за­щита кожи и глаз; К - канцерогены; 1-й класс опасности - чрезвычайно опасные; форма воздействия - аэрозоль, ингаляционный путь; ПДК в воздухе рабочей зоны - 0,01 мг/м3». Санитарные правила «СанПиН 1.2.2353-08 «Канцерогенные факторы и основные требования к профилак­тике канцерогенной опасности» также относят соединения хрома (VI) к канцерогенам и определяют обязательный перечень санитарно-проти­воэпидемические мероприятий, кото­рые должны проводить организации в целях профилактики онкологической заболеваемости.

Если говорить о мировой практике, то негативное влияние шестивалентного хрома известно уже с 1970-х годов, и в этой области было проведено много исследований по всему миру. В каче­стве примеров можно привести работу, опубликованную в справочнике «Кан­церогенные вещества (Справочник. Ма­териалы Международного агентства по изучению рака)»; а также доклад, опубликованный Всемирной организа­цией здравоохранения в 1990 г. в книге «Хром».

Из всего вышесказанного следует, что существенный негативный эффект, включая канцерогенный (способству­ющий развитию рака), от работы с сое­динениями хрома доказан и признается всеми странами мира, включая Россию. С экономической точки зрения отказ от стадии хроматирования в трубном производстве также представляется целесообразным. И действительно, в США, странах Европы хроматирование труб уже давно не применяется. Спе­цификации международных проектов часто запрещают процесс хроматиро­вания или разрешают его с оговорками.

Таким образом, можно предположить, что у российских трубных заводов есть три очень весомые причины отказаться от использования хромата:

—         это чрезвычайно вредно для здоро­вья сотрудников;

—         это достаточно дорого;

—         применение хромата потенциально осложняет работу по международным проектам.

Хроматирование труб применяется в России около 15 лет. И действительно, до недавнего времени отказ от этого процесса был невозможен: сразу корен­ным образом «проваливались» катод­ное отслаивание и водостойкость адге­зии. «Обычный» эпоксидный праймер, нанесенный с хроматом в трехслойной системе, может дать, например, 10 см2 катодного отслаивания (80°С, 30 дней). Если этот же «обычный» праймер нане­сти без хромата, то можно получить уже не 10, а, например, 20 см2 при 80°С, что уже не укладывается в спецификацию ОАО «АК «Транснефть». И понятно, что в такой ситуации применение хромата неизбежно.

Вместе с тем важно понимать, что се­годня у трубных заводов есть выбор. Можно применять хроматирование, а можно от него отказаться с сохране­нием свойств антикоррозионной си­стемы. Сегодня появились и доступны эпоксидные праймеры нового поколе­ния, имеющие более высокую адгезию к стали. Это позволяет демонстрировать более высокие свойства по катодному отслаиванию и водостойкости адгезии даже при нанесении без хроматирова­ния (табл.).

 

 

Примечательно, что уже есть трубные заводы, отказавшиеся от использова­ния хромата в своем производстве. Так, бесхроматные трехслойные системы аттестованы как на соответствие СТТ ПАО «Газпром» на трехслойные покры­тия, так и на соответствие ОТТ ОАО «АК «Транснефть».

Безопасность сотрудников, экологиче­ские аспекты производства чаще попа­дают в фокус российских предприятий. Где-то работают по принципам «белой металлургии», где-то - по правилам 5С, но так или иначе постоянное совершен­ствование процессов, экологически безопасные технологии, комфортные условия труда, высочайшее качество продукции становятся обязательными для коммерчески успешного завода. Отказ от стадии хроматирования пол­ностью укладывается в философию современного производства. Хочется верить, что в технологической цепочке производства антикоррозионных по­крытий для вредных шестивалентных соединений хрома скоро просто не будет места.

 

Е.А. Иванчиков, старший инженер, ЗАО «ЗМ Россия»; М.О. Бреусова, ведущий

 специалист по оценке безопасности продукции, ЗАО «ЗМ Россия»; Ю.Б. Хейфец, руководитель по технической поддержке, ЗАО «ЗМ Россия»,

 «ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ», №10, 2015г.

 

9.Наращивание экспорта

 

В последнее время в Европе много говорят о необходимости снижения зависимости от поставок российского газа. Однако на практике европейские компании наращивают его закупки. В минувшем году экспорт «Газпрома» в страны дальнего зарубежья вырос на 8,2%, до 158,6 млрд. куб.м. В результате доля «Газпрома» на европейском газовом рынке достигла 31 %. Увеличение экспорта газа обуслов­лено тем, что его потребление в Европе растет, а добыча в ЕС неуклонно снижа­ется. Характерно, что больше газа стала использовать электроэнергетика, это обусловлено снижением цен на голубое топливо.

В текущем году тенденция сохранилась. «Спрос на российский газ в дальнем зарубежье продолжает уверенно расти, - заявил Председатель Правления ПАО «Газпром» Алексей Миллер. - По предварительным данным, поставки «Газпрома» на этот рынок в январе 2016 года увеличились на 36,1% по сравнению с тем же периодом 2015 года и составили 15,1 млрд. куб.м. Наибольший рост демон­стрируют ключевые страны - потребители российского газа. В частности, экспорт в Германию вырос на 50,9%, в Великобританию - на 185,7%, в Италию - на 16,1%, в Польшу - на 67,2 %».

В начале февраля в центральном офисе ПАО «Газпром» состоялась рабочая встреча Алексея Миллера и вице-канцлера Австрии Райнхольда Митгерленера. Участники переговоров обратили внимание на продолжающийся рост поставок в Австрию российского газа. По предварительным данным, за январь 2016 года «Газпром» экспортировал на австрийский рынок на 76,2% больше газа, чем за аналогичный период 2015-го. При этом в 2015 году объем поставок газа по срав­нению с 2014-м вырос на 11,5%. Стороны отметили важность строительства газо­провода «Северный поток-2» для удовлетворения растущего спроса на российский газ в будущем.

Традиционно большое внимание «Газпром» уделяет и использованию газа в качестве моторного топлива. В начале февраля состоялась рабочая встреча Алексея Миллера и генерального директора ПАО «КАМАЗ» Сергея Когогина.

В 2014-2015 годах предприятия «Газпрома» закупили 1066 единиц газомоторной техники производства КАМАЗа. Сотрудничество будет продолжено, в том числе в сфере развития газозаправочной инфраструктуры за счет увеличения количества передвижных автомобильных газовых заправщиков.

Алексей Миллер и Сергей Когогин обсудили итоги участия газового КАМАЗа в ралли AfricaEcoRace2016 в составе команды «КАМАЗ-мастер». Отмечено, что успешные выступления на этом и других престижных международных сорев­нованиях наглядно демонстрируют надежность, эффективность и безопасность использования природного газа в качестве моторного топлива. В июле газовый КАМАЗ станет участником ралли-марафона «Шелковый путь 2016» Москва-Пекин протяжённостью более 10 тыс. км.

 

«ГАЗПРОМ», №01-02, 2016 г.

 

10.Отчетность по МСФО

 

ПАО «Газпром» представило не прошедшую аудит консолиди­рованную промежуточную сокра­щенную финансовую отчетность за девять месяцев, закончившихся 30 сентября 2015 года, подготов­ленную в соответствии с Международным стандартом финан­совой отчетности 34 «Промежу­точная финансовая отчетность» (МСФО (IAS) 34).

Выручка от продаж (за вычетом акциза, НДС и таможенных пошлин) выросла на 198,7 млрд. рублей (на 5%) по сравнению с аналогич­ным периодом 2014 года и соста­вила 4,2 трлн. рублей. В основном это вызвано ростом экспортных поставок газа. Операционные рас­ходы увеличились на 153 млрд. руб­лей (на 5%) - до 3,17 трлн. рублей. Это объясняется ростом расходов по НДПИ, налогу на имущество и рядом других факторов.

Величина прибыли, относя­щейся к акционерам ПАО «Газ­пром», составила 673,9 млрд. руб­лей, что на 117,65 млрд. рублей (на 21 %) больше, чем за анало­гичный период 2014 года. Чистая сумма долга выросла на 372 млрд. рублей (на 23%) - с 1,65 трлн. рублей по состоянию на 31 декабря года до 2 трлн. рублей по состоянию на 30 сентября 2015 года. Причины связаны с ростом курсов доллара США и евро, а также с увеличением суммы долгосрочных и кратко­срочных кредитов и займов.

 

«ГАЗПРОМ», №01-02, 2016 г.

 

11.Российская трубная отрасль: состояние и перспективы

 

Российская трубная промышленность за прошедший, совсем небольшой с точки зрения металлургии период времени, прошла значительный путь своего развития и сумела достойно подготовиться к конкуренции в новых для страны условиях.

 

Основные этапы развития трубной промышленности

В результате объединения в период 2002-2004 гг. восьми круп­нейших российских трубных заводов в холдинги - ОАО «Трубная Металлургическая Компания», ОАО «ЧТПЗ», ЗАО «Объединенная металлургическая компания» - были аккумулированы значитель­ные ресурсы, что позволило повысить эффективность управления и приступить к масштабным работам по техническому перевоору­жению и модернизации отрасли, а в дальнейшем диверсифици­ровать производство. Сегодня три ведущие российские трубные компании входят в первую десятку мировых производителей по объему производства труб.

За период с 2002 г. по 2015 г. в развитие трубного производства в России инвестировано по оценке около 400 млрд. руб. Удельные инвестиции в трубной отрасли являются одними из самых высоких в реальном секторе экономики и составляют 200 долл/т готовой продукции.

Практически полностью ликвидированы устаревшие энерго­затратные, неэкологичные технологии мартеновской выплавки стали, сифонной разливки слитков, поштучной горячей прокатки труб, а уровень удовлетворения спроса российских потребителей труб по номенклатуре и объемам близок к 100%.

Модернизируя существующие и сооружая с нуля новые мощ­ности, российские трубники учли лучшие мировые достижения — от оборудования и технологий до управленческого опыта. Около 60% продукции сегодня производится на самом современном оборудовании, которое опережает по технологическому и инно­вационному уровню трубные производства других стран мира, в том числе Европы, США и Китая.

Созданы современные и уникальные линии по производству сварных одношовных труб большого диаметра (ТБД), так называе­мого «русского размера»—диам. до 1420 мм. Суммарные мощности по производству ТБД в России к концу 2015 г. превысили 5,4 млн. т, в том числе 3 млн. т прямошовных одношовных ТБД. На всех производственных площадках также установлены линии по нане­сению наружного трехслойного антикоррозионного и внутреннего гладкостного покрытий.

Кроме того, для обеспечения производства одношовных ТБД го­рячекатаным широкополосовым прокатом на территории России были построены станы 5000 на Магнитогорском металлургическом комбинате и Выксунском металлургическом заводе, проведена коренная реконструкция стана 5000 на Череповецком металлургическом комбинате. Реализация этих проектов позволила сба­лансировать на территории России мощности по производству горячекатаного широкополосового проката и одношовных труб диам. до 1420 мм.

Значительные инвестиции также были вложены в развитие сегмента бесшовных труб для нефте- и газодобычи. На трубных заводах компаний TMKи ЧТПЗ проведена полная модернизация действующих прокатных станов по производству горячекатаных бесшовных труб. Построены комплексы по производству непрерывнолитой заготовки для изготовления бесшовных труб нефте­газового назначения, включающие электросталеплавильные печи, вакууматоры, установки ковш-печь, машины непрерывного литья заготовки. Созданы финишные центры, в составе которых линии термообработки, нарезки резьбовых соединений, изготовления муфт, высадки концов труб. Таким образом, сегодня на российских трубных предприятиях организована технологическая цепочка по производству бесшовных труб - от металлолома до готовой термообработаной трубы с премиальными видами резьбовых соединений.

Суммарные мощности по производству бесшовных труб в Российской Федерации по состоянию на 2015 г. составляют око­ло 4 млн. т.

Трубная отрасль за столь незначительный период времени совершила технологический прорыв. География экспорта отече­ственных предприятий за период 2000—2015 гг. расширилась с 15 до 80 стран.

 

Одинамике потребления труб

Начиная со второго полугодия 2011 г., в России отмечается сокращение спроса на трубы для строительства новых магистральных трубопроводов. Фактическое потребление ТБД на российском рынке в 2012 и 2013 гг. не превы­сило 1,8 млн. т. В указанный период загрузка мощностей по производству ТБД поддерживалась за счет поставок на экспорт.

В 2014—2015 годах произошло увеличение спроса со стороны крупнейших российских потребителей ТБД.

Рост производства трубной продукции в целом обусловлен увеличением выпуска труб большого диаметра под реализуемый ОАО «Газпром» проект «Сила Сибири». Но в других сегментах не­обходимо констатировать негативные тенденции.

Значимый эффект от реализации программ по стимулиро­ванию спроса может быть достигнут при условии недопущения неправомерного использования так называемых «восстановлен­ных» - выработавших свой ресурс бывших в употреблении труб для реконструкции изношенных тепловых трубопроводов.

По оценкам НО «ФРТП», ежегодно в Российской Федерации для строительства, реконструкции и ремонта на инфраструктурных объектах, а также объектах ЖКХ укладывается более 500 км б/у труб.

 

О работе в условиях членства России в ВТО

22 августа 2012 г. Россия стала полноправным членом ВТО на достаточно жестких для трубной отрасли условиях. В соответствии с обязательствами Российской Федерации ставки таможенных пошлин на трубную про­дукцию были резко снижены с 20—15 до 10—5% сразу на43 позиции ТН ВЭД ТС. К 2016 г. по завершении переходного периода уровень та­рифной защиты на трубные позиции ТН ВЭД ЕАЭС составит 5—7,5 %.

В сложившихся условиях для защиты своих интересов произ­водители труб все более активно применяют разрешенные пра­вилами ВТО меры защиты рынка, проводя расследования.

 

О повышении конкурентоспособности российской трубной продук­ции в долгосрочной перспективе

 В условиях усиления конкуренции на трубном рынке Таможенного союза российским предприятиям необходимо повышать ценовую привлекательность товара, его эксплуатационные свойства и товарный вид для потребителя, как на внутреннем, так и внешних рынках.

В этих целях в настоящее время реализуется ряд инвестицион­ных проектов в трубной отрасли России:

1.Совместный проект ЧТПЗ и РОСНАНО, предприятие по вы­пуску соединительных деталей трубопроводов с использованием наноструктурированных материалов. Продукция завода—штам­посварные детали трубопроводов (ШСДТ). Использование иннова­ционных наноструктурированных материалов для сварки деталей и упрочнения сварного шва гарантирует продукции «Этерно» мак­симально высокие характеристики. Проектная мощность: 10 тыс. т штампосварных деталей трубопроводов в год. Создание пред­приятия «ЭТЕРНО» признано событием 2015 года в металлургии. Соответствующий сертификат за подписью Министра промышлен­ности и торговли Российской Федерации Д.В.Мантурова вручен представителям группы ЧТПЗ на торжественном мероприятии в честь открытия выставки «Металл-Экспо’2015».

2.Близка к завершению реализация инвестиционного проекта «Создание производства высокопрочных прямошовных электросварных труб большого диаметра из материала с категорией проч­ности до X 120, предназначенных для обеспечения строительства крупных газонефтепроводов в условиях низких температур, а так­же строительства глубоководных морских трубопроводов и для освоения шельфовых месторождений» мощностью 120 тыс. т в год диаметром 426—1420 мм, толщиной стенки до 60 мм, осущест­вляемого ЗАО «Лискимонтажконструкция» в г.Лиски Воронежской области.

3.В 2016 году будет запущен новый завод по производству ТБД в г. Пересвет (Сергиево-Посадский р-н Московской обл.) (Загорский трубный Завод) мощностью 500 тыс. т в год диаметром 530—1420 мм из стали класса прочности до Х100.

Конкурентные преимущества российской трубной продук­ции в долгосрочном периоде связаны как с улучшением произ­водственных и технологических характеристик продукции, так и с более активным использованием в конкурентной борьбе таких нематериальных активов, как деловая репутация, которая, осо­бенно в условиях действия так называемых «санкций», оказывает значительное влияние на стоимость и конкурентоспособность компаний.

 

Заключение

Дальнейшее успешное развитие российской труб­ной отрасли возможно только при условии сохранения тради­ционных и использовании новых конкурентных преимуществ российской трубной продукции, эффективной защиты рынка Таможенного союза от недобросовестной конкуренции со стороны импортной продукции. Кроме того, необходимо постоянное взаи­модействие всех участников производства труб, проведение со­вместных НИР и НИОКР трубными компаниями и потребителями труб с целью оперативного реагирования на вызовы современного рынка стальных труб.

 

И.А.Чигирь, Директор департамента металлургии и

материалов Минпромторга РФ,

«ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ», №01 2016г.

 

12.Союз нефтегазопромышленников России  Экспертно-аналитический центр

 

Научно-техническая конференция в ТатНИПИнефть

В ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» (г.Бугульма Республики Татарстан) прошла двухдневная научно-техническая конференция, посвященная 60-летию Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Организаторами мероприятия выступили ПАО «Татнефть» и Волго-Камское региональное отделение РАЕН. Приветственную телеграмму трудовому коллективу и ветеранам труда ТатНИПИнефть прислал Президент Республики Татарстан Рустам Минниханов.

Открывая пленарную часть форума, от имени руководства Компании участников конференции приветствовал первый заместитель генерального директора по производству - главный инженер ПАО «Татнефть» Наиль Ибрагимоб. В своем выступлении он отметил, что за 60 лет работы институт превратился в один из крупнейших научных центров нефтяной отрасли России, его ученые создали уникальные разработки, оказавшие влияние на развитие нефтедобычи не только в Татарстане, но и в стране. Как подчеркнул Наиль Ибрагимов, сегодня перед нефтяниками стоят еще более сложные задачи, связанные с разработкой трудноизвлекаемых запасов, и существенную роль в их решении должна сыграть наука.

С основными направлениями деятельности ТатНИПИнефть собравшихся ознакомил директор института Рифхат Сахабутдинов. Среди основных результатов института - прирост запасов Компании, увеличение добычи трудноизвлекаемой нефти, внедрение инновационных технологий при подготовке тяжелой высоковязкой нефти, строительстве скважин, разработка эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов, установок ОРЭ,цепных приводов, разработки в сфере рационального использования, повышения степени утилизации ПНГ и многое другое.

Консультант Президента РТ по вопросам разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений Ренат Муслимов в своем выступлении акцентировал внимание участников форума на путях перехода от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию нефтяной отрасли.

Выступление заместителя генерального директора - главного геолога ПАО «Татнефть» Раиса Хисамова было посвящено актуальным вопросам, касающимся проблем и перспектив изучения и добычи трудноизвлекаемых запасов. По словам Раиса Хисамова, карбонатные коллекторы и доманиковые отложения - новые точки приложения сил ученых и геологов-нефтяников. Сегодня в новых экономических условиях ТатНИПИнефть, являясь научным центром Компании «Татнефть», создает свои технологии для их решения. Как лидер отрасли в инновациях, институт занимает одно из ведущих мест в РФ и в Европе по количеству патентов, в том числе и в сфере разработки битумов.

В докладе представителя Академии наук РТ, доцента кафедры КПФУ Виктора Изотова нашла отражение тема фундаментальных исследований месторождений углеводородного сырья на поздних этапах их разработки в Республике Татарстан.

Запасам нефти - традиционным и нетрадиционным, методам их извлечения и тенденциям в разработке посвятил свое выступление директор TALOilLTd, д.т.н. Равиль Ибатуллин.

От Компании «ЛУКОЙЛ» опытом внедрения инновационных технологий при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами поделился начальник управления ПНП ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» Николай Веремко.

В рамках пленарного заседания коллективу ТатНИПИнефть от имени РАЕН была вручена почетная серебряная медаль имени В.И. Вернадского.

Работа конференции велась в пяти секциях: «Геология нефтяных месторождений, исследование коллекторов», «Разработка нефтяных месторождений», «Строительство и освоение скважин», «Интенсификация добычи нефти и эксплуатация скважин», «Техника и технологии нефтепромысловых объектов». В течение двух дней было заслушано свыше 130 докладов.

Источник: Пресс-служба компании

 

Шевчович: Европа хочет избежать поляризации из-за «Северного потока»

Европейский союз ищет решение по проекту, которое позволит предотвратить раскол блока на «победителей и проигравших», заявил вице-президент Еврокомиссии по энергосоюзу.Европейские страны ищут такое решение по вопросу о строительстве магистрального газопровода «Северный поток-2», которое позволило бы избежать поляризации ЕС, заявил вице-президент Еврокомиссии по энергосоюзу Марош Шевчович.

«Проект «Северный поток-2» интенсивно обсуждается на различных уровнях: от экспертов до глав государств и правительств. Осуществляется поиск решения, которое позволит предотвратить разделение стран ЕС на победителей и проигравших», — цитирует агентство Синьхуа заявление Шевчовича.

США напуганы и пытаются остановить «Северный поток-2».

За реализацию проекта выступает Германия, которая заявляет, что он обеспечит Евросоюзу энергетическую безопасность. В то же время ряд стран ЕС опасаются, что «Северный поток-2» усилит их зависимость от России, а также приведет к дестабилизации ситуации на Украине. Такое мнение, в частности, озвучивают Польша и страны Прибалтики. Киев, который в случае реализации проекта потеряет свою роль транзитера российского газа в Европу, также выступает против. В России полагают, что все возражения против строительства газопровода носят политический характер.

Шевчович отметил, что Россия и Украина должны как можно скорее начать переговоры, в которых Еврокомиссия может выступить в роли посредника.

Источник: РИА Новости

Правительство заложит в прогноз на 2016-2017 годы цену на нефть $40 за баррель

В правительстве России достигнута договоренность использовать в макроэкономическом прогнозе на 2016-2017 годы цену на нефть $40 за баррель, сообщил журналистам министр финансов РФ Антон Силуанов.

«Мы обсуждали версию прогноза в правительстве, договорились о том, что цены на нефть будут $40 за баррель на 2016 год и на 2017 год. Договорились $40 за баррель взять за базу. Это нормально, это правильно», - сказал он.

Ранее, 13 апреля, глава Минэкономразвития сообщил о внесении в правительство РФ уточненного макроэкономического прогноза на 2016 год и сценарные условия развития экономики на 2017-2019 годы. «Мы внесли уже сценарные условия, вчера обсуждали этот вопрос на совещании у председателя правительства, и прогноз будет выноситься на правительство в близкое время», - заявил Силуанов.

По словам министра, базовый сценарий предлагается рассчитывать при цене на нефть в $40 в 2016 году, $45 в 2017 году и $50 в 2018-2019 годах. Он отметил, что в целом предложения Минэкономразвития были поддержаны. «Наверное, можно сказать, что (эти цены) в целом поддержаны», - сказал он.

По расчетам Минэкономразвития, в 2016 году в сценарии $40 за баррель ожидается снижение ВВП РФ на 0,3%.

Источник: «Интерфакс»

 

ООО «Транснефть - Порт Козьмино» приступило к реализации проекта строительства центрального склада

ООО «Транснефть - Порт Козьмино» в рамках программы технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта (ТПР и КР) производственных объектов приступило к реализации проекта строительства строительству центрального склада.

Центральный склад возводится вблизи площадки приема нефти ООО «Транснефть - Порт Козьмино». В состав комплекса объектов и сооружений склада войдут: открытая площадка для хранения материально-технических ресурсов, два склада материально-технического снабжения, склад горюче-смазочных материалов, площадка для металлолома. Планируется оснащение склада собственным контрольно-пропускным пунктом. Общая площадь территории комплекса составит 2,064 га.

В настоящее время инженеры управления капитального строительства ООО «Транснефть - Порт Козьмино» осуществляют планирование территории под будущие объекты и устройство системы водоотводных сооружений.

Строительство новых функциональных складских помещений позволит существенно увеличить площадь для хранения материалов и оптимизировать процесс снабжения производственных площадок порта Козьмино необходимыми материально-техническими ресурсами. Ввод комплекса в эксплуатацию запланирован на конец 2017 года.

Текущий год объявлен ОАО «АК «Транснефть» годом качества в строительстве. ООО «Транснефть - Порт Козьмино» неизменно поддерживает высокий уровень надежности, экологичности и безопасности строящихся и реконструируемых объектов. На каждом этапе проводится контроль соответствия выполняемых строительно-монтажных работ требованиям нормативно-технической и рабочей документации, а также технических регламентов.

Источник: Пресс-служба компании

 

ОАО «АК «Транснефть» начало заполнение нефтью магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе

ОАО «АК «Транснефть» 12 апреля 2016 года приступило к заполнению нефтью магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе.

Заполнение линейной части нефтепровода началось с использованием технологии так называемого обратного хода - от линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) «Пурпе» Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов АО «Транснефть - Сибирь». Данная станция является конечной точкой нефтепровода. Начальный объем нефти, необходимый для заполнения, размещен в резервуарном парке ЛПДС «Пурпе».

Линейная часть магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе будет заполняться участками протяженностью 15-30 км в зависимости от расположения вантузных задвижек. Посредством задвижек будет осуществляться выпуск из полости трубы азота, которым в данный момент заполнен нефтепровод. Процесс заполнения будет происходить постепенно.

Первоначально нефтью будет заполнена линейная часть первой и второй очередей магистрального нефтепровода, затем - технологических трубопроводов и оборудования, а также резервуарный парк промежуточной НПС № 2 «Ямал». Далее начнется заполнение линейной части третьей очереди нефтепровода Заполярье-Пурпе и головной нефтеперекачивающей станции № 1 «Заполярье».

В зависимости от протяженности заполненного участка будут меняться параметры режима заполнения, в том числе производительность, давление, энергозатраты.

Заполнение всего комплекса объектов магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе потребует более 352 тыс. тонн нефти. Согласно графику, процесс по последовательному заполнению нефтью объектов магистрального нефтепровода Заполярье-Пурпе займет более пяти месяцев.

Справочно:

Магистральный нефтепровод Заполярье - Пурпе имеет стратегическое значение для стабильного развития экономики Российской Федерации. Он предназначен для приема в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» сырья месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края. Также новый нефтепровод позволит диверсифицировать маршруты поставки российской нефти в направлении Азиатско-Тихоокеанского региона.

Протяженность магистрального нефтепровода Заполярье - Пурпе в однониточном исполнении составляет 525 км, мощность - до 45 млн тонн нефти в год, надземные участки - 315,17 км, подземные участки - 210,31 км. Прием нефти будет осуществляться с Хальмерпаютинского, Южно-Мессояхского, Пякяхинского, Восточно-Мессояхского, Западно-Мессояхского, Сузунского, Русского, Русско-Реченского, Тагульского, Заполярного Северо-Уренгойского, Восточно-Уренгойского, Ново-Уренгойского, Ен-Яхинского, Песцового, Самбургского, Яро-Яхинекого, Уренгойского месторождений.

Генеральное направление трассы - с севера на юг. Начальная точка трассы - головная нефтеперекачивающая станция «Заполярье» (150 км за полярным кругом) - расположена в районе Пякяхинского месторождения. Конечная точка - действующая линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) «Пурпе» Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов АО «Транснефть - Сибирь». Заболоченные и обводненные участки составляют 70% территории прохождения трассы, нефтепровод пересекает более 160 водотоков, в том числе такие крупные реки, как Таз и Пур.

В зависимости от природно-климатических условий значительная часть трубопровода проложена над землей на специальных опорах. Ранее ОАО «АК «Транснефть» не использовало подобные методы строительства нефтяных магистралей. Магистральный нефтепровод Заполярье - Пурпе - уникальный проект, включающий в себя новейшие методы строительства и инновационные технологии.

Источник: Пресс-служба компании

 

Поставки газа в Китай по МГП Центральная Азия - Китай в 1-м квартале 2016 г выросли на 33%

По магистральному газопроводу (МГП) Центральная Азия - Кйтай в 1м квартале 2016 г в Китай было поставлено 10,6 млрд. м3 природного газа, что на 33% больше, чем за 1й квартал 2015г.

Об этом стало известно из данных китайской статистики, представленных 14 апреля 2016г. МГП Центральная Азия - Китай берет начало на границе Туркменистана иУзбекистана, проходит по территории Узбекистана и Казахстана и пересекает китайскую границу в КПП Хоргос. МГП состоит из 3 параллельных ниток протяженностью 1830 км и общей мощностью в 55 млрд. мЗ/год газа. Вдоль трассы МГП работают 6 компрессорных станций (КС) и 10 компрессорных агрегатов.

С начала поставки природного газа по МГП Центральная Азия - Китай в конце 2009г. по конец марта 2016г. по линиям А, В и С в Китай было транспортировано в общей сложности более 140 млрд. м3 газа. К концу 2020г. планируется завершить строительство 4-й нитки, начавшееся в сентябре 2014г. Объем капиталовложений в проект оценивается в 6,7 млрд. долл. США.

Китай, несмотря на замедление роста своей экономики, продолжает наращивать импорт газа. В 2015г. объем потребления газа в Китае вырос на 3,7%, до 191 млрд. м3, а к 2020г., по прогнозу CERS, оно достигнет 290 млрд. м3, а к 2030г. - до 480 млрд. м3. И интерес к столь емкому рынку проявляют многие страны. Помимо Туркменистана, обеспечивающего порядка 35% потребностей Китая в газе, начать поставки газа в Китай хочет Казахстан, используя для этого МГП Бейнеу - Бозой - Шымкент. Иран согласовывает с Индией строительство прямого подводного МГП, который свяжет побережье 2х стран.

А от индийского порта Порбандар в провинции Гуджарат, куда будет заведена нитка МГП Иран-Индия, недалеко и до Китая, который анонсировал готовность получить иранский газ в г.Кашгар Синьцзян-Уйгурского автономного района.

Существующие и новые проекты могут охладить интерес Китая к 3 российским МГП, объединенным под брендом Сила Сибири.

По МГП Сила Сибири-1 Китай должен получать от Газпрома 38 млрд. мЗ/год газа, 1й газ из России Китай может получить уже в 2018г. в объеме 5 млрд. м3.

 

Еженедельный бюллетень №15, 2016г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2013 Российский Союз Нефтегазостроителей

omega replica

replica watches uk