Geo 3 19 1 by inna Magala

аналитический научно-технический журнал

№

(19)

осень 2013

Не «неудобный попутчик», а равноправный «пассажир» С. 38

в номере:

«Газпром»: глубокий выдох

Применение тонкораспыленной воды и ее растворов для тушения пожаров на объектах ОАО «АК «Транснефть»

К повышению эффективности датчиков акустической эмиссии при регистрации повреждений в конструкциях нефтегазопроводов

Определение периодичности проведения внутритрубной диагностики линейной части магистральных газопроводов, предрасположенных к стресс-коррозии

Схема добычи газа из растворенного состояния и гидратной эмульсии в водах Черного моря

c. 14

с. 58

с. 64

c. 68

c. 72

Уважаемые авторы! Редакция журнала «ГеоИнжиниринг» принимает оригинальные статьи по широкому кругу вопросов инженерных изысканий (геодезическим, геологическим, гидрологическим, геофизическим, коррозионной активности грунтов, экологическим), комплексному проектированию, строительству объектов добычи, транспорта, хранения нефти и газа, объектов производственного и жилищно-гражданского назначения. Кроме того, принимаются статьи по отечественной и зарубежной практике, истории и методологии изысканий и проектирования, совершенствованию нормативно-правовой базы. 1. Статьи принимаются в электронном виде по электронной почте, объемом до 40 000 знаков с пробелами текста, набранного на компьютере 12-м кеглем с одиночным интервалом. 2. Название статьи, фамилия и инициалы автора (заполнить бланк). 3. Фото автора в электронном виде принимается в формате jpg, tiff с разрешением не менее 300 пикселей на дюйм (300 dpi) с минимальным размером 1000х1500. 4. В случае указания автором списка использованной литературы последний должен быть составлен в алфавитном порядке и оформлен в соответствии с требованиями. 5. Ссылки на литературу в статье следует давать по номерам алфавитного списка в квадратных скобках, например [7] или [1—3] и т. д. 6. Рисунки (цветные или черно-белые фотографии, диаграммы, штриховые рисунки, графики и т. п.) принимаются в электронном виде в формате jpg, tiff, eps с разрешением не менее 300 пикселей на дюйм (300 dpi), минимальный размер изображения 1200х2000. 7. Рисунки сопровождаются подписями под рисунками и нумерацией. 8. Таблицы должны сопровождаться названиями и нумерацией. 9. Размерность физических величин и параметров дается в системе СИ. В том случае, если редакционный совет допускает статью к публикации, материал верстается и после отправляется автору для проверки и окончательного утверждения. После выхода в свет номера с его публикацией автор бесплатно получает экземпляр журнала по почте. За размещение на страницах журнала «ГеоИнжиниринг» научных статей и работ, имеющих практическую ценность, плата с авторов не взымается. «ГеоИнжиниринг» — профессиональный научно-технический журнал, предназначенный для специалистов нефтяной и газовой промышленности. Миссия журнала «ГеоИнжиниринг» — содействие развитию отечественной науки, процессам разработки, совершенствования и распространения новых технологий, материалов и оборудования, применяемых в нефтегазовой отрасли. Главным критерием отбора материала для публикации служат не только актуальность и профессиональный интерес темы, свежесть представленных идей, но и, прежде всего, научная достоверность. Мы стремимся к тому, чтобы все статьи базировались на фактах и четко сформулированных исходных предпосылках.

Конта к ты д ля дополните льной информ а ции

geoinj@bk.ru, 1.inna.magala@gmail.com +7 988 954-07-08, +7 918 332-90-93

www.geoengineering.su

Содержание

Новости

6 Главный редактор Ольга Дроздецкая

Фото Тарасова Ю. В.

Заместитель главного редактора Вячеслав Гущин

Корректор Сабина Бабаева

Дизайн и верстка Галина Артюхина

Допечатная подготовка Препресс-бюро TwinPix

Редколлегия «Геоинжиниринг» Председатель редакционного совета Берлин Марк Абрамович, доктор технических наук, профессор, ученый секретарь, ЗАО «НИПИ «ИнжГео», Краснодар Редакционный совет Шауро Андрей Николаевич, кандидат технических наук, генеральный директор ЗАО «ИнжГео» Овсюченко Николай Иванович, кандидат геолого-минералогических наук, начальник тематической партии ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Джемалинский Владимир Константинович, кандидат технических наук, главный специалист ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кошелев Владимир Николаевич, доктор технических наук, научный сотрудник, директор НИИЦ ЗАО «Ресурс Комплект», Краснодар Каневец Георгий Евдокимович, доктор технических наук, профессор, академик, президент академии технологической кибернетики Украинской ССР (с 1992 г. Украины), Харьков, с 1991 г. по н. вр.; президент Международной академии наук, технологий и инжиниринга с 1993 г. по н. вр.; профессор на-

ционального технического университета ХПИ (стратегическое управление, теплотехнологии) с 2001 г.

Аналитика

Кошелев Алексей Тимофеевич, доктор технических наук, профессор, Кубанский государственный технологический университет, кафедра Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна, Краснодар; член экспертного совета ВАК по проблемам нефти и газа, Краснодар Гуленко Владимир Иванович, доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», завкафедрой геофизических методов поиска и разведки направления «инженерная и морская геофизика», Краснодар

28 32 38

Цена свободная Свидетельство о регистрации

ПИ № ФС77-24555 от 31 мая 2006 года. Выдано Федеральной службой по надзору за соблюдением законодательства в сфере массовых коммуникаций и охраны культурного наследия.

Крымов Э. И. ж урна лист

Берлин М. А. д. т. н., п р о ф ессо р,

Аношина К. В. с п ец и а л и с т п р о ек т н о г о п о д ра з д е л ен и я З АО « НИПИ « И н ж Г ео »

Не «неудобный попутчик», а равноправный пассажир

Берлин М. А. д. т. н., п р о ф ессо р, у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « НИПИ « И н ж Г ео »

Что тормозит проектирование объектов тэк

ООО «МАГАЛА» Адрес издателя и редакции Краснодар, проезд Репина, 42, оф. 76 тел. 8 988 954-07-08 e-mail: geoinj@bk.ru; 1.inna.magala@gmail.com

Тираж: 3000 экз.

ж урна лист

у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « НИПИ « И н ж Г ео »

Издатель

№3 (19) 2013

Перикатипольский Н. Б.

Нефтяные качели

ЗАО «НИПИ «ИНЖГЕО» Юридический адрес: 350038, г. Краснодар, ул. Головатого, 585 тел.: + 7 (861) 279-23-06, 279-81-59 e-mail: Drozdetskaya.oa@injgeo.ru

ж урна лист-ана литик

Транспортировка газа: газовозы против трубопроводов

Попков Василий Иванович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН, ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный университет», декан геологического факультета, Краснодар

Учредитель

Кравченко Г. Л. Газпром: глубокий выдох

Певнев Анатолий Кузьмич, доктор технических наук, профессор РАЕН, Институт физики Земли РАН, Москва Имаев Валерий Сулейманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Институт земной коры, Иркутск

Факты. События. Комментарии

Персона Печать:

Типография «Омега-принт» 344082, г. Ростов-на-Дону, ул. М. Горького, 3 Тел. (863) 244-44-42 Заказ № 2161 от 17.09.2013 г. Любое воспроизведение материалов или их фрагментов возможно только с письменного разрешения редакции. Точка зрения авторов может не совпадать с мнением редакции. Электронную версию журнала и анонсы следующего номера можно посмотреть на сайте: www.geoengineering.su

Алиев С. Т. Андрей Смаль: «Мечтаю слетать на Камчатку»

Промо

Грядет ли в т эк бум 3d и информационного моделирования?

Персона

мента к ачес тва, эколог ии, профессиона льной безо-

Алиев С. Т.

Мосстройсертифик ации

паснос ти ГОСТ Р, эксперт по сис теме менед жмента e-mail: S vitenko@in jgeo.ru

Илья Смоляный: «Работать стало интереснее»

Экология и промышленная безопасность

Бизнес без перерыва: как обеспечить стабильность и устойчивость корпоративных систем

Шевченко П. М.

Информационные системы и технологии

главный специа лис т отде ла инженерных сис тем, филиа л « ИнжГ ео-Москва » e-mail: shevchenko. pm@in jgeo. ru

Антониади Д. Г. д. т. н., профессор, ак а демик РАЕН, ФГБОУ ВПО « Кубанский гос уд арственный

Применение тонкораспыленной воды и ее растворов для тушения пожаров на объектах оао «ак «транснефть»

технолог ический университет» e-mail: antoniadi@kubstu.ru

Арутюнян А. С. к. т. н., доцент, ФГ БОУ ВПО « Кубанский гос уд арственный

Местников В. А.

технолог ический университет»

ассис тент к афе дры машинове дения автодорож ного

e-mail: mereniya@mail.ru.

факультета СВФУ, e-mail: yansemenov@mail.ru

Савенок О. В.

Соловьева А. Я.

к. т. н., доцент,

с тарший препод авате ль к афедры маркетинга АГ ИИК

ФГБОУ ВПО « Кубанский гос уд арственный

e-mail: yansemenov@mail.ru

технолог ический университет» e-mail: olga savenok@mail.ru

Принципы создания информационных управляющих систем для нефтедобычи с осложненными условиями

Диагностика трубопроводов

Пужайло А. Ф. г енера льный директор ОАО « Г ипрога зцентр »

e-mail: info@ggc.nnov.ru

Попов В. И. К. т. н., с. н. с. лаборатории мех аники г рунтов ИГДС СО РАН e-mail: popov.gtf@mail.ru

Спиридович Е. А. к. т. н., с. н. с., советник генера льного директора

Алексеев К. Н.

ОАО « Гипрога зцентр », e-mail: info@ggc.nnov.ru

м. н. с. лаборатории мех аники грунтов, ИГДС СО РАН

e-mail: yansemenov@mail.ru

Захарова Е. В. к. т. н., н. с. лаб. горной теплофизик e-mail: yansemenov@mail.ru

Добыча нефти и газа

Компьютерное моделирование повышения эффективности дробления горных пород

Бунякин А. В. к. ф.-м. н., доцент, к афедра ОНГП, КубГ ТУ

Материалы и оборудование

e-mail: alex.bunyakin@mail.ru

Калашникова А. А. магис трант, к афедра ОНГП, КубГ ТУ e-mail: k al ann@mail.ru

Семенов Я. С. доцент к афедры машиноведения Яку тского гос университета, Технологический инстит у т Северо-Восточного федера льного университета

Схема добычи газа из растворенного состояния и гидратной эмульсии в водах Черного моря

Стандартизация и автоматизация

Касьянов С. Г. Завк афедрой информационных технолог ий, ГОУ Яку тский торгово-экономический

Свитенко Д. В.

e-mail: yansemenov@mail.ru

директор ООО « Консент Менед жмент», главный аудитор TUV International Certific ation ( TUV CERT ), эксперт по сертифик ации систем менед ж-

e-mail: yansemenov@mail.ru

Технология повышения хладостойкости сварных швов при электродуговой сварке

neftegaz.ru

Новости

6,5 трлн рублей составляет портфель судостроительных заказов, который формируют сегодня крупнейшие российские компании «Роснефть», «Газпром» и «Совкомфлот». Об этом 30 августа заявил президент РФ В. Путин в ходе совещания о перспективах развития гражданского судостроения, состоявшегося во Владивостоке. Как передает пресс-служба главы государства, он отметил, что «речь идет о судах, которые потребуются при освоении шельфовых ме-

сторождений, при активном использовании Северного морского пути». «До 2030 года нам может потребоваться 512 судов, — заявил президент. — Чтобы побороться за эти заказы, воплотить их в реальные контракты, нашим судостроителям нужно приложить максимум усилий. И, прежде всего, Объединенной судостроительной корпорации необходимо определить генеральный путь своего развития, ту номенклатуру гражданских судов, где будут использованы накопленный опыт и эффективные наработки, где можно реализовать свои конкурентные преимущества».

Пошлина на нефтепродукты выросла Экспортная пошлина на нефть в РФ с 1 сентября 2013 года повысилась на 5,5 % и составила $400,7/т (ранее собирали по $379,8/т). Льготная ставка пошлины на нефть Восточной Сибири, каспийских месторождений и Приразломного месторождения с 1 сентября составила $196,5/т (предыдущая ставка — $180,8/т). Пошлина на высоковязкую нефть поднялась до $40 (прежняя ставка — $37,9). Пошлина на светлые и темные нефтепродукты, которая установлена в размере 66 % от пошлины на нефть, в сентябре составила $264,4/т. Пошлина на экспорт бензина, исходя из коэффициента 0,90, повысилась с $341,8/т до до $360,6/т. Экспортная пошлина на тримеры и тетрамеры пропилена в сентябре также выросла с $24,6/т до $26/т. Значительнее всего увеличилась пошлина на сжиженный газ: с $40,5/т до $75,5/т. 6

locman.kz

Арктике необходим флот

Геонауки — инвестиции в будущее

Окончание приёма тезисов докладов 1 октября 2013 г.

6-я международная геолого-геофизическая конференция и выставка www.eage.org www.eage.ru

7-10 апреля 2014 г. г. Санкт-Петербург, Россия

№ 3 (19) 2013

barentsobserver.com

Новости

Компания «Башнефть-Полюс» (совместное предприятие компаний «Башнефть» и «Лукойл») приступила к добыче нефти на месторождениях имени Р. Требса и А. Титова, расположенных в Ненецком автономном округе. Пока разработка ведется в режиме пробной эксплуатации, однако уже в этом году там планируется добыть около 300 000 т «пробной» нефти. Часть полученного сырья отправят на экспорт, а 42 %,

в соответствии с лицензионным соглашением, будет поставляться для переработки на НПЗ «Башнефти». Начало промышленной эксплуатации месторождений запланировано на 2016 год. Ожидается, что к 2020 году объемы добычи удастся довести до 4,8 млн т в год. Общий объем уже сделанных капитальных вложений в проект оценивается в 20,4 млрд рублей (без учета единовременного платежа за лицензию в 18,5 млрд рублей). Общая стоимость реализации проекта 180 млрд рублей.

«Газпром нефть»: бросок на запад «Газпром нефть» приобрела у AS NT Marine эстонскую бункерную компанию AS Baltic Marine Bunker. Это второй зарубежный актив «Газпромнефть Марин Бункера» — оператора бункерного бизнеса «Газпром нефти». Первым стала румынская «Marine Bunker Balkan S.A.», купленная «Газпром нефтью» в минувшем марте. Первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» по логистике, переработке и сбыту Анатолий Чернер отметил, что стратегия бункерного бизнеса компании до 2025 года предусматривает значительное расширение присутствия за рубежом и выход на заметные позиции на мировом рынке. Последовательное приобретение активов сначала в Черноморском регионе, а теперь и на Балтике становится основой для будущей зарубежной экспансии компании. 8

news.qip.ru

«Башнефть» покоряет Заполярье

neft_novostienergetiki.ru

Новости

Добыча нефти в США растет рекордными темпами, — отмечается в подготовленном экспертами компании «British Petroleum» докладе «Статистический обзор мировой энергетики». В 2012 году в США ежедневно добывалось в среднем 8,9 млн баррелей в день, что более чем на миллион баррелей превышает показатель 2011 г. Всего за один год уровень добычи нефти в США вырос на 13,9 %. Быстрее нефтянка в прошлом году росла только в

Ливии, где объемы нефтедобычи выросли более чем втрое. Но феноменальный результат объясняется исключительно восстановлением после гражданской войны: в 2011 году объемы нефтедобычи в Ливии упали практически вчетверо. В остальных странах, традиционно входящих в число нефтяных держав, успехи нефтедобывающей промышленности оказались скромнее. Например, в Ираке объемы добычи нефти выросли в 2012 г. на 11,2 %, в Канаде — на 6,8 %, в Кувейте — на 8,9 %, в Саудовской Аравии — на 3,7 %, в России — на 1,2 %.

«Роснефть» и «Газпром» делят шельф НК «Роснефть» отозвала свои заявки на получение лицензий по восьми шельфовым участкам в Баренцевом море, — сообщил министр природных ресурсов и экологии РФ Сергей Донской. Он пояснил, что компания отозвала заявки из-за имеющихся разногласий по этим участкам с ОАО «Газпром». Правительство РФ в январе 2013 года предварительно одобрило выдачу «Роснефти» без конкурса лицензий на 12 шельфовых участков. Впоследствии компания подала заявки еще на восемь участков. Газпрому были выделены лицензии на 17 участков арктического шельфа. В апреле Сергей Донской заявил, что «Газпром» и «Роснефть» должны сами определить приоритет по шельфовым нефтегазовым месторождениям, по которым у них пересекаются интересы, и представить предложения в Минприроды РФ. Уже в июне Алексей Миллер сообщил, что «Газпром» и «Роснефть» договорились о разделе спорных участков на шельфе. По его словам, «Газпром» получит участок Восточно-Сибирский-2, «Роснефть» — Восточно-Сибирский-1. 10

gazprom.ru

США активно наращивают добычу нефти

scmp.com

Новости

Китайская компания «Sinopec Group», являющаяся крупнейшим в Азии нефтепереработчиком, приобретает долю в капитале египетской «дочки» американской «Apache Corp». За 33 % «Apache Egypt» китайская компания выплатит $3,1 млрд, что делает эту покупку крупнейшим вложением «Sinopec» на Ближнем Востоке.

Суммарная добыча на месторождениях «Apache Egypt» в минувшем году составляла около 100 000 баррелей нефти и 10 млн м3 газа в день. На предприятиях компании работает около 9000 человек. Покупка активов увеличит ежегодную добычу Sinopec Group на 9 %, — подсчитали аналитики. Как отмечают эксперты, сделка «Sinopec» и «Apache» совпадает по времени с другой крупной сделкой — покупкой «PetroChina» активов в Ираке, что сигнализирует об увеличении объема инвестиций китайских компаний в регион.

«Газпром нефть» и «Shell» нацелились на сланцевую нефть Создаваемое «Газпром нефтью» и британо-голландской «Shell» совместное предприятие сможет добывать в Ханты-Мансийском автономном округе до 5 млн т сланцевой нефти в год, — сообщил руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич. «Мы считаем, что находящаяся в нераспределенном фонде ресурсная база сланцевой нефти в ХМАО может достигать 8—10 млрд т, из которых целевыми для нас являются порядка 300 млн т извлекаемых запасов, — заявил А. Вашкевич. — Раньше баженовская свита никогда не была для «Газпром нефти» целевым объектом лицензирования. Те запасы, которые есть у компании в ХМАО, достались нам вместе с традиционными месторождениями. А вот в рамках нового направления работы по созданию СП с «Shell» мы планируем в этом году обратиться за лицензиями на геологическое изучение участков в ХМАО, а в 2015—2016 гг. запустить в разработку первые объекты». 12

siapress.ru

Ближневосточная экспансия Китая

Золотые спонсоры

Спонсоры 2013 года

Серебряные спонсоры

Спонсор коктейльного приема

ТРАНСПОРТИРОВКА, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕВАЛКА НЕФТИ, СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

VIII международный конгресс и выставка 21-22 ноября 2013, Санкт-Петербург

В рамках мероприятия проходят: Международный конгресс «Нефтяной терминал 2013» Конференция «Инновационные технологии, модернизация, эффективная эксплуатация и управление нефтяными терминалами и нефтебазами» Выставка оборудования и технологий «Нефтебазы и нефтяные терминалы»

День Трейдера (серия круглых столов и практических мастер-классов)

Teхнические визиты в терминалы

{

Первым 100 делегатам — планшет Samsung Galaxy Tab 3

в подарок*

{

www.oilterminal.org

Организатор тел.: +7 (499) 505 1 505 (Москва) тел.: +44207 394 30 90 (Лондон)

www.oilterminal.org

*При покупке полного делегатского пакета (Конгресс + Гала-Ужин + Технический визит или День Трейдера)

gazprom.ru

Аналитика

Газпром: глубокий выдох

ГАЗПРОМ: ГЛУБОКИЙ ВЫДОХ Г одовое собра ние а кционер ов « Га зпр ом а » д а ло основа ние д ля вывод а экспер тов о том, ч то кра йняя невосприимчивос т ь мене д ж мен та комп а нии к фу н д а мен та льным переменам на рынке мировой энерг е тики обернулась сокру шите льными результата ми. За пос ле дние пя т ь ле т к а пи та лиза ция « н а цион а льного дос тояния » у п а л а с $369 м лрд до $89 м лрд. Экспор тные доходы с нача ла тек у щего год а сократи лись на 2,2 % до $28,2 млрд. Соотношение цены акций и прибыли достигло критической отметки. На этом фоне июньский с аммит Форума с тран — экспортеров га за (ФСЭГ ), проходивший в Москве, яви л собой попытк у отве та госмонополии на глоба льные вызовы.

Кравченко Г. Л. ж у р н а л и с т-а н а л и т и к

Саммит вчерашнего дня По мнению вице-президента одного из крупнейших международных агентств в сфере энергетического консалтинга IHS CERA Дэниела Ергина, к 2030 году газ выиграет гонку у нефти и станет топливом № 1 на планете. Россия, обладающая гигантскими запасами, занимает второе место в мире по его добыче и первое — по экспорту. Отсюда столь пристальное внимание к событиям на газовых рынках. Тем более что они оказывают прямое влияние на положение основного игрока — «Газпрома». Согласно данным British Petrolium (BP), по итогам 2012 года Норвегия впервые обошла Россию по поставкам природного газа в Европу, увеличив экспорт на 12 %, тогда как «Газпром» сократил его на 8,1 %. «Необходимость созыва в Москве саммита глав государств ФСЭГ связана со сланцевой революцией в США, результатом которой стало изменение географии поставок сжиженного газа (СПГ) и обострение межтопливной конкуренции», — признался «Интерфаксу» министр энергетики РФ Александр Новак перед открытием заседания ФСЭГ. Москва в полной мере отработала статус хозяина мероприятия. В своем выступлении Владимир Путин решительно встал на защиту поставщиков голубого топлива от политики Евросоюза: «Россия инвестировала в инфраструктуру, тратила миллиарды на строительство газопроводов в полном соответствии с международным законодательством. А потом нам говорят: спасибо, все свободны, условия изменились. Как можно вкладывать деньги, не зная, что будет завтра». По словам президента, на рынке должны быть установлены гарантировано предсказуемые и понятные правила игры, которые не будут меняться в одностороннем порядке, зависеть от конъюнктурных

веяний, в том числе политического характера. Путин заявил, что экспортеры должны выработать механизмы превентивной защиты от таких ограничений, как третий энергопакет ЕС, положения которого запрещают работать на рынках Европы компаниям, в одном лице добывающим, транспортирующим и распределяющим газ. Еще резче высказался иранский лидер Махмуд Ахмадинеджад, призвавший присутствующих «стремиться к освобождению мирового сообщества от монополий отдельных групп». «Своим господством над центрами принятия политических и экономических решений одна из них навязала большинству государств дискриминацию, нищету и отсутствие безопасности», — подчеркнул теперь уже бывший президент Ирана. Московский саммит ФСЭГ Ахмадинеджаду понравился. Он назвал его успешным и поблагодарил за приглашение. Правда, на взгляд аналитиков «Инвесткафе», форум стал скорее трибуной для упражнений в жесткой риторике, нежели площадкой для выработки взаимоприемлемых решений. Недаром представители зарубежных информагенств в выступлениях ряда ораторов обнаружили «рудименты холодной войны», а в пассажах хозяина Кремля признаки явного давления на потребителей. Речь о предложении Путина «консолидироваться в вопросах ценообразования и создания условий для снижения волотильности рынков», что, по его словам, «не имеет ничего общего с картельным сговором». Впрочем, по мнению главы East European Gas Analysis Михаила Корчемкина, попытки такого воздействия на потребителей могут привести к обратному результату — еще большему ограничению импорта российского газа в Европу. Да и возможности осуществления согласованной ценовой политики очень сомнительны. Слишком велики разногласия ведущих игроков рынка по базовым принципам его организации. № 3 (19) 2013

Экс-президент Ирана Махмуд Ахмадинежад

Взять, к примеру, Россию, Катар и Иран. У каждой из этих стран свои интересы и проблемы. Если Россия экспортирует топливо в основном по трубопроводам, то Катар поставляет газ лишь в сжиженной фракции, 16

Эксклюзив по принуждению Принципиальными пунктами контрактов «Газпрома» являются долгосрочность, привязка к ценам на нефть и жесткие условия «take-or-pay» (бери или плати). «До 2008 года «Газпром» импортировал в Европу

iran.ru iran.ru

Второй саммит глав государств ФСЭГ в Москве

а Иран, чьи запасы британская ВР оценила порядка 33,51 трлн м 3, и вовсе не является экспортером. Изза экономических санкций он находится в изоляции. «Тот факт, что главы государств и правительств крупных газовых держав встретились в рамках ФСЭГ, свидетельствует об их понимании необходимости укрепления своих позиций. Ведь потребители выступают единым фронтом, выдвигая согласованные требования, тогда как производители и экспортеры крайне разобщены, — говорит директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. — Однако дальше этого понимания дело не идет». Вот и бизнес-составляющая мероприятия оказалась до обидного невыразительной. Как отмечали все деловые издания, единственным реальным достижением стало подписание пакета соглашений между «Роснефтью» и венесуэльской PDVSA о привлечении российской компании к оценке запасов газа на морском шельфе Венесуэлы с последующей разработкой месторождений и участием в производстве СПГ. Низкую результативность саммита многие наблюдатели связывают со слабостью информационноаналитической функции ФСЭГ. До сих пор форум не баловал деловое сообщество самостоятельными исследованиями рынков. А обещание развернуть эту работу в рамках секретариата оказалось не более чем сотрясением воздуха, сетует профессор МГИМО, директор Фонда стратегической культуры Игорь Тромберг. В итоге организация так и не сумела предложить своим членам ни достойных прогнозов, ни весомых оценок. А это, по словам Тромберга, не способствует преодолению разногласий и развитию сотрудничества. Специфика нынешнего саммита заключается не столько в разнонаправленности устремлений ведущих игроков, сколько в отсутствии четко очерченных интересов у делегатов, не принадлежащих к числу крупных экспортеров, утверждает партнер консалтингового агентства RusEnergy Михаил Крутихин. По мнению эксперта, в работе форума их привлекла возможность публично выразить свое отношение к США. При таком раскладе вряд ли следовало ждать каких-то прорывных решений по существу проблем. Впрочем, судя по реакции прессы на итоговый документ, России удалось провести намеченную линию — не только изложить свою точку зрения, но и получить поддержку со стороны большинства участников ФСЭГ. В принятой декларации, например, подчеркивается, что «достичь справедливой и стабильной стоимости поставляемого топлива можно только за счет привязки цен газа к нефтяной корзине и долгосрочных контактов». То есть попросту сохранить в неприкосновенности правила тридцатилетней давности. Вопрос лишь в том, насколько это осуществимо и как соотносится с текущей повесткой дня.

gazeta.ru

Аналитика

gazprom.ru

pda.top.rbc.ru

Газпром: глубокий выдох

порядка 35 % трубопроводного газа по ценам выше $400/1000 м 3 . Однако финансовый кризис ударил потребителей по карману. В этих обстоятельствах выполнять условие take-or-pay стало очень трудно, поэтому потребители принялись все чаще обращать взор на спотовый рынок, где сложившийся уровень цен в среднем на $100 был ниже газпромовских. В результате все больше компаний стало выступать за привязку цен российского газа к спотовому рынку», — говорит выпускающий редактор международного газового отчета PLATT Уильям Пауэлл. Так, например, итальянская Eni заявила, что из-за неопределенности спроса будет избегать новых обязательств take-or-pay, откажется от преодоления контрактов с этим пунктом или попытается внести изменения в существующие договоренности. Следом об аналогичных намерениях объявила Турция. А поскольку Катар направил в Европу весь объем СПГ, который ранее предназначался для США, то на рынке возник избыток предложения, и у потребителей появились более широкие возможности выбора поставщиков. По словам аналитика, к настоящему времени в Европе сложилось два равных по величине рынка, конкурирующих между собой: контрактный и спотовый. К тому же промышленная добыча сланцевого газа в США вытолкнула в страны ЕС дополнительное количество угля, что сыграло свою роль в изменении топливного баланса. Отчасти из-за политики Евросоюза, предполагающую так называемую декарбонизацию, которая привела к падению цен на энергетический уголь и сделала выгодным его использование. Все это, подчеркивает Пауэлл, обострило проблемы «Газпрома». Его неуступчивость в вопросах ценообразования обернулась значительными потерями. «Главные потребители трубопроводного газа — энергетические компании ЕС предпочитают флиртовать с дешевым, хотя и неэкологичным углем, а газовый гигант остался с большими объемами невостребованного продукта и теперь вынужден закладывать в свои бюджеты резервы на ретроактивные платежи». Недавно венский арбитраж удовлетворил иск компании RWE о пересмотре закупочных цен. В результате RWE была освобождена от необходимости погашения долга по условию take-or-pay за неиспользованный газ в период 2008—2011 годов, а «Газпром» обязан компенсировать разницу в его стоимости начиная с 2010 года и выплатить в общей сложности $1,5 млрд. Как подтвердил зампред правления госмонополии Андрей Круглов, в текущем году зарезервировано 114 млрд руб. на возмещение «в связи с делом RWE». «Это не первый и, очевидно, не последний суд, — говорит ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников РФ Руслан Танкаев. — Высокая стоимость долгосрочных контрактов при избытке рыночных предложений превращает российский газ в неконкурентный продукт. Но «Газпром» упорно игнорирует это, пытаясь навязать свои условия игры не только европейским потребителям, но и производителям голубого топлива в рамках ФСЭГ». Конечно, объединенные усилия экспортеров способны влиять на рынок, но в данном случае намерения

Паоло Скарони и Алексей Миллер

Высокая стоимость долгосрочных контрак тов при избытке рыночных предложений превращает российский газ в неконкурентный продук т. Но «Газпром» упорно игнорирует это «Газпрома» тщетны, убежден Танкаев. В качестве доказательства он приводит тот факт, что Норвегия, которая является вторым после России поставщиком газа в Европу, да еще и наблюдателем при ФСЭГ, уже пошла на уступки в ценообразовании. К тому же, как отмечает Танкаев, международный суд обычно склоняется на сторону потребителей. В прошлом году в результате пересмотра контрактов «Газпрому» пришлось вернуть европейцам 20 млрд рублей. Львиную долю этих средств получила Eni. Но претензии удалось урегулировать в досудебном порядке. Как сообщила главный бухгалтер концерна Елена Васильева, в ходе встречи Алексея Миллера с главой Eni Паоло Скарони было достигнуто соглашение о снижении задним числом стоимости поставок. № 3 (19) 2013

gazprom.ru

Аналитика

Танкер СПГ

Практика эксклюзивных уступок существовала и раньше. Так, например, в 2009 году Eni получила скидку в цене газа около $40/1000 м3 плюс временное снижение планки take-or-pay. Прошлогоднюю скидку аналитики оценили в 6 %, или $24/1000 м 3. При этом в числе очередных претендентов на возмещение переплаты они называют немецкую Wingas, французскую GDE Suer, австрийскую Econgas, итальянскую Sinergas Italiane, турецкую Botas. Какие суммы придется резервировать на компенсацию, пока не ясно, но, судя по сообщению Васильевой, речь может идти об уступке не более 10 %. «Газпром» — слишком большая и в силу этой причины неповоротливая компания. В Европе она действует с заметным отставанием от настроений рынка, — говорит начальник аналитического отдела «Универ капитала» Дмитрий Александров. — В то же время под давлением покупателей газовый концерн все чаще вынужден увеличивать спотовую составляющую в своих контрактах». По словам Александрова, сам по себе спот не несет тотальной угрозы долгосрочным торговым сделкам. Как всякий оперативный инструмент он служит индикатором текущего состояния рынков, позволяя определить вектор их развития и соответственно выстроить маркетинговую стратегию. Поэтому в конкурентной борьбе выигрывает тот, кто обладает большей маневренностью, лучшей способностью приспосабливаться к ситуации. Кстати, нынеш18

ней зимой спотовые цены в Европе были выше, чем контрактные у «Газпрома». И это, как полагает Александров, может служить сигналом для смены парадигмы.

Изменчивый лик рынков Сегодня мировой рынок энергетики переживает фундаментальные трансформации, обусловленные не только технологическим прогрессом. Сама природа усиливает волотильность газовых рынков, способствуя изменению их конфигурации. Засуха в Бразилии, суровые зимы в странах с умеренным климатом, катастрофа на Фукусиме, крупная авария на китайском газопроводе «Запад-Восток» привели к буму мирового потребления СПГ. Эту животрепещущую тему московский саммит ФСЭГ обошел стороной. Зато месяцем раньше на IX газовом конгрессе в Пекине, где побывал Игорь Тромберг, она была представлена во всей остроте проблем. По свидетельству эксперта, китайцев беспокоит стремительное повышение стоимости энергоресурсов, вызванное наметившимся дефицитом СПГ. Только в мае спотовая цена поставок этого вида топлива в Северо-Восточную Азию увеличилась на $0,45/1 млн б.т.е. А с начала нынешнего года по июнь включительно она поднялась до $521/1000 м 3, превысив средний европейский уровень на $113.

Газпром: глубокий выдох

— Возобладавшая тенденция опережающего роста цены спота над ценой контрактов отражает новую ситуацию на рынке СПГ, — говорит Тромберг. — Она обусловлена выводом из эксплуатации АЭС в ряде крупных стран и двукратным повышением потребления сжиженного газа в Латинской Америке. По прогнозу китайцев, дефицит СПГ будет нарастать и достигнет пика в 2015 году. Это объясняется тем, что в настоящее время совокупные мощности заводов по сжижению газа позволяют увеличить объем выпуска топлива на 20 млн т, чего, по расчетам китайских ученых, явно недостаточно для удовлетворения потребностей экономик стран АТР. А ввод в эксплуатацию новых мощностей в Восточной Африке, Австралии и, возможно, в Северной Америке ожидается не раньше 2016 года. С другой стороны повышение премии в цене поставок будет способствовать переориентации экспорта СПГ с европейского на более дорогое азиатское направление, поскольку Европа располагает конкурентной альтернативой в виде трубного газа. По данным агентства Argus, экспорт СПГ в Европу уже сократился в сравнении с уровнями годичной давности: на 39 % в I квартале 2013 года (против I квартала 2012) и на 31 % в целом за 2012 год (против 2011 года). В свою очередь, изменение ситуации возымело последствия. На днях «Газпром» отчитался о существенном увеличении поставок голубого топлива в Турцию, тем самым убедительно продемонстрировав стабилизирующую роль трубного газа в обеспечении энергобезопасности потребителей. А масштабные планы российского сотрудничества с Японией и Китаем в сфере энергетики, о которых было объявлено на С-Петербургском экономическом форуме, вызвали явную озабоченность за океаном. Дело в том, что США рассматривают страны АТР в качестве основного потребителя своего сланцевого газа, который рассчитывают ввести во внешнеторговый оборот в 2016—2017 годах. Поэтому американцы решили заранее начать консультации с потенциальными конкурентами. «России уже предполагается стать частью более перспективного, хотя и менее публичного, чем ФСЭГ, формата переговоров о будущем азиатских газовых рынков», — сообщил Тромберг. В преддверии грядущей схватки «Газпром» торопится застолбить свое присутствие на востоке.

Энергетический мост По свидетельству близкого к правительственным кругам аналитика Михаила Корчемкина из East European Gas Analysis, во многом благодаря исследованиям научных сотрудников Сколково, у руководства страны сложилось понимание, что единственным рентабельным внешним рынком для российского природного газа остается Европа. Но там возникло крайне негативное отношение к агрессивной политике «Газпрома». Поэтому правительство поручило госкомпании пересмотреть свою Восточную газовую программу. Однако ценовые прогнозы показали, что отечественный СПГ на сегодняшний день неконкуренто-

способен, а трубный газ китайцы готовы закупать только ниже его себестоимости. Несмотря на это, было принято стратегическое решение любой ценой пробиваться с газом на восток. Решение, на взгляд Корчемкина, не просто драматичное — для «Газпрома» почти трагическое. Что из этого получится, пока неясно, — говорит он. Иной точки зрения придерживается Уильям Пауэлл. Правда, его оптимизм содержит немало оговорок. Одной из успешных областей бизнеса «Газпрома» обещает стать Япония, полагает выпускающий редактор PLATTS. Концерн ведет переговоры о возможности инвестирования в магистральные сети и строительство новых газораспределительных сетей островного государства. В настоящее время каждая из газовых компаний Японии контролирует свои собственные сети, никак не связанные друг с другом. Компании в основном принадлежат энергетическим холдингам, и если японское законодательство изменится, то «Газпрому», возможно, удастся поучаствовать в их реструктуризации. «В частности, он может купить электростанции, работающие на парогазовых установках и получать доход от продажи электричества конечным потребителям. Российский гигант уже пробовал делать это в Европе, но его попытки заключить такие сделки с Е.оn и RWE ничем не закончились. Теперь японский рынок может стать той областью, где концерн сможет получать стабильный доход от конечных потребителей». — Вряд ли японцы пойдут на изменение законодательства, — сомневается Виктор Мищенко из агентства Argus. — В той экономической ситуации, что возникла после аварии на Фукусиме, сложно обосновать необходимость привлечения к строительству национального газопровода иностранного партнера, имеющего сомнительную репутацию с точки зрения эффективности инвестиций в газотранспортные проекты. В стране есть целый ряд компаний, которые обладают успешным опытом работы в этом сегменте мирового рынка. К тому же непонятно, как участие

Сотрудничество «Газпрома» с японскими компаниями, скорее всего, будет осуществляться в форме их участия в проектах по сжижению газа на Дальнем Востоке «Газпрома» может способствовать разрешению проблемы высокой сейсмоактивности и дороговизне земли, которые препятствуют созданию единой газотранспортной системы в Японии, недоумевает эксперт. По его мнению, сотрудничество «Газпрома» с японскими компаниями, скорее всего, будет осуществляться в форме их участия в проектах по сжижению газа на Дальнем Востоке. В первую очередь это касается работ по расширению мощности Сахалина-2. Как известно, акционерами этого проекта выступают «Газпром» (50 % плюс одна акция), Shell (27,5 %), № 3 (19) 2013

Торговый каннибализм

Схема магистральных газопроводов в Приморском крае

Зато на европейском направлении «Газпром» вновь решил взяться за трубы. Как стало известно, компания приступила к формированию консорциума для строительства третьей ветки «Северного потока», маршрут которой пройдет по дну Балтийского моря в Германию. Партнером станет голландская компания Gasnuie, которая имеет существенные доли в действующих мощностях трубопровода. О развитии этой транспортной артерии говорилось на годовом собрании акционеров в связи «с переговорами об увеличении экспорта российского газа в Великобританию, ведущимися как на правительственном, так и корпоративном уровне». Их успех будет зависеть от объемов спроса, пояснил акционерам зампред председателя правления Александр Медведев. «Мы исходим из того, что плановая мощность Балтийского завода СПГ составит 10 млн т. Спрос превышает это количество. Соответственно помимо СПГ потребуется и трубный газ». Ранее председатель совета директоров Виктор Зубков заявлял о намерении поставлять британцам до 40 млрд м 3 газа в год. Такой цифрой аналитики оце-

gazprom.ru

Проект «Сахалин-2»

Mitsui (12,5 %) и Mitsubishi (10 %). Текущая мощность предприятия составляет 10 млн т СПГ в год. Недавно Владимир Путин дал поручение направить газ с проекта Сахалин-1 на проект «Газпрома». Как сообщает «Интерфакс», реализация поручения президента позволит увеличить ресурсную базу Сахалина-2 с 485 млрд м3 до 1085 млрд м3 и загрузить планируемую к строительству третью очередь завода СПГ мощностью 5 млн т. Стоимость строительства дополнительной очереди — $5—7 млрд. Ее ввод в эксплуатацию намечен на 2017—2018 годы. Кроме того, по сведениям Argus, «Газпром» изучает возможность строительства в Приморье завода «Владивосток-СПГ». Там тоже предполагается сооружение трех очередей мощностью 5 млн т в год каждая. Первая из них будет введена к 2018 году. Общие инвестиции в предприятие составят порядка $18—20 млрд. Что весьма показательно, интерес к проекту уже проявили японские компании. В настоящее время Япония испытывает перебои в электроснабжении по причине вывода из эксплуатации реакторов атомных станций, поэтому создание энергомоста, предусматривающего поставки газа с Сахалина, может стать привлекательным для обеих сторон. — Как говорится, будет газ, будет и дружба, — отмечает Мищенко. Вместе с тем не надо забывать о стремлении Страны восходящего солнца к полной энергетической независимости, которую она рассчитывает достичь к 2040 году. А это ставит под сомнение перспективность планов «Газпрома» относительно строительства генерирующих мощностей на территории Японии, рассуждает эксперт. Что же касается газопровода из России в Японию, которому отводилась особая роль в создании энергомоста, то техническая сложность проекта и наличие неурегулированных территориальных споров, поставили крест на самой идее.

gazprom.ru

Аналитика

gazprom.ru

Газпром: глубокий выдох

нивают потребность туманного Альбиона в импорте голубого топлива, которую российская госмонополия готова полностью закрыть. Тут следует пояснить. Решение о строительстве завода СПГ на Балтике было принято несколько месяцев назад в связи с изменением конъюнктуры на европейском рынке сжиженного газа. По словам Миллера, СПГ уходит из Европы на азиатские рынки, что дает «Газпрому» определенные преимущества. Как отметил глава концерна, партнерами балтийского проекта на 48 % могут стать индустриальные и финансовые инвесторы, а также покупатели газа. Проявляет ли британский бизнес интерес к этому проекту, представители «Газпром» не сообщают, но планы строительства третьей ветки вызвали со стороны экспертного сообщества на редкость единодушную критику. Напомним, сразу после ввода в эксплуатацию второй очереди «Северного потока», корпорация начала переговоры о строительстве двух дополнительных ответвлений. На сегодняшний день суммарная мощность действующих магистралей составляет 55 млрд м 3 в год, строительство дополнительной ветки увеличит пропускную способность газопровода до 82,5 млрд м 3. Аналитики отмечают, что уже сейчас он загружен только на треть. Соответственно, чтобы полностью загрузить транспортную систему, «Газпрому» необходимо будет значительно нарастить объемы экспорта. А ресурсная база не позволяет быстро сделать это. Разработка Штокмановского месторождения отложена на неопределенный срок. По данным PLATTS, экспорт российского газа европейским потребителям в 2012 году составил 203,22 млрд м 3, снизившись на 8,1 %. В то же время общие трубопроводные мощности корпорации на этом направлении, включая украинскую ГТС, достигают около 246,4 млрд м 3. А ведь госмонополия уже приступила к строительству «Южного потока», первая очередь которого, пропускной способностью 16 млрд м 3, будет введена в эксплуатацию к концу 2015 года. Новый проект потребует от «Газпрома» дополнительного финансирования, которое увеличит и без того огромные затраты компании. Стоимость третьей ветки может достичь примерно $3,7-4 млрд, или более 115 млрд рублей, тогда как суммарный объем капвложений в 2013 году уже приблизился к 1,5 трлн рублей, подсчитал Валерий Нестеров из Sberbank Investent Research. По словам аналитика, инвесторы с большой настороженностью относятся к росту капитальной нагрузки. Достаточно вспомнить октябрь прошлого года, когда новость о расширении инвестиционной программы «Газпрома» на 200 млрд руб. послужила причиной того, что его акции в течение трех дней потеряли 4 %. Решение о строительстве третьей ветки «Северного потока» может оказать серьезное давление на бумаги компании, уронить и без того невысокую рыночную стоимость госмонополии, предупреждает Нестеров. Эффективность не та категория, которую можно применять к «Газпрому», говорит один из его наиболее жестких и последовательных критиков, партнер консалтингового агентства RusEnergy Михаил Крутихин.

Nord Stream

Герхард Шредер, Владимир Путин, Алексей Миллер, заместитель Председателя Правительства Российской Федерации Игорь Сечин и Маттиас Варниг на компрессорной станции «Портовая»

По воле руководства страны компания зациклена на проектах, разрушающих, а не создающих ее стоимость. Во-первых, это упор на добычу и реализацию сухого газа, цена которого имеет устойчивую тенденцию к снижению. В отличие от газа жирного, где очень прибыльные жидкие компоненты покрывают затраты на производство. Во-вторых, это коррупционный налог в виде раздутых смет, выбора самых дорогостоящих вариантов проектов, привлечение «дружественных» подрядчиков с последующими откатами и т. п. Наконец, это сооружение гигантских транспортных систем, не имеющих перспектив окупаемости. «Обиделся ревнивый ухажер на ветреную барышню, кокетничавшую с соседом, и принялся тащить трубы к соседу вокруг ее огорода», — иронизирует Крутихин. ЕС умело подыграл политическим слабостям Кремля, желанию наказать Украину, лишить ее транзита, № 3 (19) 2013

циональные участки трассы в каждой из стран, с которыми договаривается поодиночке, но соединение участков в единое целое сразу выведет трубопровод в разряд европейских инфраструктурных систем, подчиняющихся третьему энергопакету. Для Европы «Южный поток» — не слишком удачный проект. В том смысле, что он означает диверсификацию маршрутов, тогда как в интересах своей энергобезопасности Евросоюз стремится к разнообразию источников газа. Поэтому все попытки склонить Еврокомиссию к выводу «Южного потока» из-под действия третьего энергопакета до сих пор ни к чему не привели. ЕС и дальше будет стоять, как скала, убежден эксперт. В итоге у «Южного потока» появится независимый оператор, на пересечении границ будет создана возможность реверса потока, и трубу откроют для третьих сторон. Например, сделают частью маршрута пресловутого Nabucco или откроют для поставщиков газа из Каспийского региона, с Ближного Востока. «Строим для чужого дяди из Европы», — констатирует Крутихин. И. Сечин («Роснефть») и Г. Тимченко («Новатэк»)

обойдя с севера и юга. В случае с «Северным потоком» европейским компаниям удалось обеспечить свои цели за счет потерь «Газпрома», утверждает эксперт. Строители подводной части трассы отбили затраты за счет тарифов на прокачку, которые взимаются по принципу ship-or-pay. То есть за полную мощность трубы, независимо от фактической загрузки. Тот же принцип, кстати, будет использоваться и на третьей ветке. «Иностранцам наплевать, есть газ в трубе или нет. Свое с «Газпрома» они возьмут». Германия получила собственный узел по реализации российского газа. В том числе по сниженным ценам. А поставки одного и того же товара на один и тот же рынок — это не что иное, как торговый каннибализм. «Газпром» сам вредит себе, — говорит Крутихин. Поляки уже покупают часть российского газа у Германии с хорошей скидкой, в очереди другие потребители. Дочки госмонополии тоже не остаются в накладе. Они получают 51 % от тарифов за прокачку, оставляют выручку за рубежом, перекладывая деньги

Для Европы «Южный поток» — не слишком удачный проект. Он означает диверсификацию маршрутов, тогда как Евросоюз стремится к разнообразию источников газа

из одного большого кармана в карманы поменьше. «Схема для строителей и трейдеров очень выгодная. Для России разорительная», — сокрушается аналитик. Еще хуже может получиться с «Южным потоком», полагает он. Российский газовый гигант строит на22

Альянсовый расклад В марте нынешнего года совладелец «Новатэка» Геннадий Тимченко в интервью немецкому изданию Nene Zurcher Zeitung бросил увесистый камень в огород «Газпрома»: «Компания хочет сохранить монополию и ничего не менять. У нее заключены долгосрочные контракты со странами-потребителями в Европе. Мы бы тоже охотно работали на таких же условиях, с такими же наценками, которые есть у «Газпрома». В последнее время Тимченко не скрывает, что ему не дает покоя высокая экспортная стоимость газпромовских контрактов, недоступная другим участникам рынка. Ныне правом поставок газа за рубеж обладает только «Газпром». А на внутреннем рынке, где «Новатэк» является крупнейшим независимым производителем голубого топлива и основным конкурентом «Газпрома», цены на порядок ниже. Хотя, признаться, ситуация там становится все более привлекательной для сырьевого бизнеса. Благодаря планомерному повышению тарифов, доходность продаж неуклонно растет. В 2010 году «Газпром» впервые достиг безубыточности поставок топлива российским потребителям. Это послужило сигналом для атаки на него. В прошлом году «Новатэк» и «Роснефть» совершили ряд долгосрочных сделок с промышленными потребителями, бывшими клиентами «Газпрома». Причем экспансия нефтяной монополии на газовый рынок оказалась столь мощной, что от нее страдает не только «Газпром», но и «Новатэк». «Роснефть», например, заявила о намерении развивать активы поглощенной ТНК-ВР. Для этой цели она создала с «Итерой» совместное предприятие, в капитал которого был включен «Сибнефтегаз», являвшийся эксклюзивным партнером «Новатэка». А затем переманила одного из его крупнейших клиентов — «Интер РАО ЕЭС», заключив контракт на поставки газа в течение 25 лет. В свою очередь,

news.qip.ru

Аналитика

gazprom.ru

Газпром: глубокий выдох

«Новатэк» подписал соглашение о гарантиях поставок газа в Челябинскую и Костромскую области сроком на 15 лет. Ответом со стороны «Газпрома» стала сделка в электроэнергетическом секторе. В августе сего года дочка концерна — «Газпром электрохолдинг» — приобрела 80 % акций Московской объединенной энергетической компании (МОЭК) и теперь, объединив МОЭК с Мосэнерго, будет выстраивать вертикально интегрированнную структуру по всей технологической цепочке, что позволит доводить до конечных потребителей продукт высокой переделки и получать гарантированный доход. В результате 95 % энергетического рынка Москвы и ближнего Подмосковья с согласия ФАС перейдут под контроль «Газпрома». С тех пор как власти отвергли экстравагантную идею о присоединении «Роснефти» к «Газпрому» и принялись стягивать под них отраслевые активы, эти столпы отечественной энергетики были обречены на лобовое столкновение интересов. А поскольку обе госкорпорации львиную долю доходов получают от экспорта, то, несмотря на ухудшение мировой конъюнктуры, они демонстрируют высокую активность на внешних рынках. Характерный пример. Как известно, «Газпром» подписал соглашение с китайской CNPC о поставках 38 млрд м 3 российского газа, окончательно не договорившись о закупочной цене. А «Роснефть» с той же CNPC на условиях предоплаты заключила контракт на геологоразведку и добычу нефти в Поднебесной. При этом «Газпром» не смог отказать себе в удовольствии пролоббировать строительство еще одного экспортного трубопровода «Сила Сибири» (Якутск — Хабаровск — Владивосток). В ближайшей перспективе конкуренция между ведущими игроками будет выше, чем ожидалось, прогнозирует аналитик Райфайзенбанка Андрей Полищук. Не последнюю роль в развернувшейся схватке монополистов играет персональная борьба между Миллером и Сечиным. Пока Кремлю удается держать ситуацию под контролем, находить необходимые компромиссы. Но выход на ринг «Новатэка» изменил соотношение сил. Теперь у соперников появилась возможность для ослабления позиций друг друга образовывать альянсы с третьей стороной. Недавно глава «Роснефти» выступил с неожиданным заявлением о необходимости разрешить экспорт СПГ нефтекомпаниям и независимым производителям газа, упомянув «Новатэк». Вряд ли Сечина можно заподозрить в либерализме. Хотя бы потому, что одновременно со своими публичными высказываниями он вместе с Миллером направил премьер-министру письмо с просьбой сохранить монополию «Газпрома» и «Роснефти» на арктический шельф. Тем самым перекрыв «Новатэку» даже гипотетическую возможность участия в шельфовых разработках. Но в данном случае Сечина с Тимченко сблизила общность интересов. В свое время «Новатэк» подписал с «Газпромом» агентское соглашение на экспорт газа со своего ямальского месторождения, где компания строит завод по производству СПГ (проектная мощность 16,5 млн т в год, стоимость около $20 млн, ввод первой

Проект «Сахалин-3»

очереди на 5 млн т в 2016 году). Однако комиссионные, которые запросил газовый монополист, по разным оценкам, составляли от 2 до 5 % выручки. Стороны не сошлись в видах на размер экспортной маржи. Тогда «Новатэк» открыл дочку в Сингапуре, которая самостоятельно занялась заключением контрактов с потребителями, а совладельцы компании Геннадий Тимченко и Леонид Михельсон, пользуясь близостью Тимченко к Путину, принялись на всех уровнях усиленно продвигать идею демонополизации экспорта СПГ. Она получила поддержку со стороны такого мощного лоббиста, как Игорь Сечин. № 3 (19) 2013

«Газпром» и Shell договорились о совместной работе на шельфе Арктики и добыче сланцевой нефти в ХМАО

Закон точечного действия В конце июня Сечин обратился в Минэнерго с предложением, фактически дублирующим инициативу «Новатэка», указав, что госкорпорация в альянсе с американской ExxonMobil планирует построить на Дальнем Востоке завод по производству СПГ, поставки с которого начнутся не позднее 2018 года. — Ресурсная база у нас есть, — пояснил Сечин в интервью отечественным и зарубежным СМИ. — Сырьем завод обеспечит проект Сахалин-1. «Роснефть» располагает 600 млрд м3 кубометрами собственного газа, плюс идут переговоры с американцами о предоставлениии еще 500 млрд м 3 с совместно разрабатываемых месторождений. Заметим, это на тот случай, когда согласно распоряжению Путина, часть своего газа «Роснефть» должна будет направить на Сахалин-2 для обеспечения сырьем ввода в эксплуатацию третьей очереди газпромовского завода по производству СПГ. В дальнейшем к ресурсному обеспечению своего предприятия «Роснефть» намерена привлечь соседние проекты с ее участием: Сахалин-3 и Сахалин-5, сообщил Сечин. Кроме того, по его словам, компания обладает колоссальными запасами углеводородов на арктическом шельфе, наибольшую часть из которых составляет природный газ. А поскольку шельфовые месторождения являются труднодоступными и по этой причине не подключены к единой системе газоснабжения, то в перспективе единственным эффективным способом монетизации природных кладовых является сжижение и реализация голубого топлива. Уже сейчас у «Роснефти» есть гарантированный рынок сбыта этой продукции, компания подписала соглашения с Marubeni, Vitol и SODECO о поставках СПГ в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Тот факт, что это конкурентное поле придется делить с «Газпромом», не смущает представителей нефтяной корпорации. Ее руководство рассчитывает, что будет принят структурный закон, учитывающий возможности всех независимых производителей. «Газпром» больших потерь не понесет, так как производство СПГ не является приоритетом его деятельности, считает Сечин. 24

В итоге профильные ведомства приступили к работе над нормативной базой, которая лишит газовый гигант экспортной монополии. Правда, вместо предполагаемого нового закона готовятся всего лишь поправки к действующему законодательству. Ожидается, что Госдума рассмотрит их в течение осенней сессии, а в силу они вступят с 2014 года. Как сообщил прессе глава Минэнерго Александр Новак, право на экспорт может быть внесено в лицензию на разработку каждого конкретного месторож дения, либо оно будет предоставляться по территориальному принципу. В первом случае разрешения будут выдаваться исходя из ресурсной базы месторождений, возможных объемов СПГ и наличия рынков сбыта для конкретного проекта. «Такие проекты не должны рассматриваться в ущерб потребностям внутреннего рынка», — подчеркнул Новак. Что касается территориального принципа, то речь идет о северной части ЯНАО и шельфе, в том числе Азовского и Черного морей. Однако этот вариант чиновник назвал «не совсем правильным» и предложил в данном вопросе исходить из целесообразности. Вместе с тем министр не исключил возможности одновременного применения двух подходов. Впрочем, наблюдатели уже успели отметить, что предлагаемые поправки ориентированы на вполне определенные компании и будут приниматься в их интересах. Зависимость экспорта от характеристик и расположения того или иного месторождения затруднит для производителей возможность получения разрешений и, наоборот, контролирующим органам развяжет руки для запрета поставок, считают аналитики. «При оценке месторождений рассматриваются очень многие критерии, — говорит ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников РФ Руслан Танкаев, — поэтому всегда можно найти повод для отказа. Все запреты подобного рода лоббирует «Газпром», который боится конкуренции со стороны «Роснефти» и «Новатэка». Последнего он, что называется, боднул рогом, едва не поставив на грань провала реализацию проекта Ямал-СПГ». По словам Танкаева, срок предварительного соглашения между «Газпромом» и «Новатэком», которое предусматривало совместное освоение месторождений на Ямале и Гыдане, а также строительство мощностей по сжижению газа, истек в апреле, но стороны не стали его продлевать. Глава «Новатэка» Леонид Михельсон назвал дальнейшие переговоры с «Газпромом» непродуктивными, а представители госконцерна сообщили, что газ Тембийской группы месторождений пойдет не на сжижение, а в трубу. Благо, как отмечает Танкаев, «Новатэк» быстро нашел замену несостоявшемуся партнеру. В июне в проект вошла китайская CNPC, которая получила в нем 20 % и обязалась закупать 3 млн т СПГ в год. Сумма сделки неизвестна, но, по неофициальным данным, она близка к той, что заплатила французская Total, ранее купившая 20 % долю за $425 млн Таким образом, иностранное участие в проекте теперь составляет 40 %, что позволяет рассчитывать на оптимальный уровень технического сопровождения работ.

gazprom.ru

Аналитика

1maket.ru

Газпром: глубокий выдох

Проект «Ямал СПГ»

Основной проблемой отечественного СПГ-бизнеса на сегодняшний день является даже не технологическая отсталость, которую наиболее продвинутые компании стремятся преодолеть путем овладения опытом иностранных партнеров, а географический фактор, утверж дает Михаил Корчемкин из East Eropean Gas Analysis. Это либо гигантская удаленность континентальных месторождений от побережья, куда за многие тысячи километров необходимо доставлять газ, экспортируемый на мировой рынок. Либо столь тяжелые условия работы, особенно в Арктике, которые делают производство конечного продукта слишком дорогим, чтобы успешно конкурировать на внешних рынках с поставками СПГ из других стран. На взгляд эксперта, практически все отечественные проекты СПГ не имеют твердой гарантии окупаемости. В этом смысле лишение «Газпрома» экспортной монополии играет двоякую роль. С одной стороны, за счет конкуренции оно способно двинуть развитие технологического потенциала производственных баз внутри России и научные разработки в отрасли (по качеству и объему инноваций российские технологии сжижения природного газа застряли на уровне тридцатилетней давности), с другой — обернуться непредсказуемыми последствиями. По мнению аналитика, кабинет министров опасается, что разрешение экспорта СПГ в Европу создаст там лишнее конкурентное давление и приведет к дальнейшему снижению цен на трубный газ, а потери «Газпрома» окажутся столь велики, что ком-

Практически все отечественные проекты СПГ не имеют твердой гарантии ок упаемости. В этом смысле лишение «Газпрома» экспортной монополии играет двоякую роль пенсировать их будет способно лишь стремительное повышение цен в собственной стране, к чему власть пока не готова. Поэтому демонополизация внешних поставок будет осуществляться поэтапно, начиная с рынка АТР. Но и тут правительство вынуждено принимать решения с оглядкой на самочувствие газового гиганта. — Ранее предполагалось, что разрешение на экспорт будет общим, однако вместо либерализации рынка в законодательстве будут зафиксированы разрешения на экспорт СПГ как индивидуальные исключения из запретительного закона, — говорит Корчемкин.

Трубу — на вынос Похоже, московским саммитом ФСЭГ, где вопрос ценообразования газовых контрактов был краеугольным камнем повестки дня, Путин дал своим иностранным оппонентам последний бой перед № 3 (19) 2013

В. Путин призвал экспортеров газа объединиться против дискриминации ЕС

отступлением на запасные рубежи. С 2016 года стоимость газа для российских промышленников будет определяться не только по экспортной составляющей «Газпрома», но и ценам на рынках Европы и США, включая дешевый американский «сланец». Такое предложение содержится в прогнозе Минэкономразвития на плановый период в 2014—2016 годы. Речь идет об идее, которая вот уже пять лет висит в воздухе, — переходе на равнодоходность внутренних и экспортных цен. Поначалу предполагалось, что стоимость голубого топлива на российском рынке будет рассчитываться только исходя из стоимости экспортных поставок «Газпрома» без учета расходов

С 2016 года стоимость газа для российских промышленников будет определяться не только по экспортной составляющей «Газпрома», но и ценам на рынках Европы и США на транспортировку и пошлины, пишет РБК-daily. Но с октября прошлого года в Минэкономразвития заговорили о том, что экспортные цены монополии не могут быть адекватным ориентиром при расчете равнодоходной цены на газ, ибо стоимость этого топлива на иностранных площадках значительно ниже. Так, текущая спотовая цена газа на американской бирже Henry Hub составляет $157 за 1000 м 3, а средняя цена на российский газ в дальнем зарубежье превышает $400 за тот же объем. Согласно прогнозу Минэкономразвития, цены на российский газ в дальнем зарубежье будут постепенно снижаться до 26

$329. При этом внутренняя цена достигнет 87 % от экспортного нетбэка. К концу 2015 года российские промпотребители будут закупать голубое топливо по $148—150 за 1000 м 3, а зарубежные — по $170, тогда как сейчас оптовая цена газа на внутреннем рынке составляет около $110. Другим ответом на сланцевую революцию в США скорее всего станет принесение в жертву целостности «Газпрома». Как отмечает «Новатэк» в своем инвестмеморандуме к майскому выпуску евробондов, после того, как доходность внутренних продаж сравняется с экспортом, «Газпром» утратит персональные выгоды от зарубежных поставок. Это приведет к усилению конкуренции за транспортные мощности, которая положит конец неделимости госмонополии и ограничениям доступа к инфраструктуре независимых игроков с ее стороны. Между тем в своем выступлении на международной конференции, организованной банком ВТБ в октябре прошлого года, Путин отмел все претензии к «Газпрому», заявив, что российские инфраструктурные компании, конечно, не лишены недостатков, но главная проблема концерна — не коррупция или неправильная структура бизнеса, а необоснованные нападки со стороны Еврокомиссии. — Мы не должны поступать так, как наши коллеги в Европе, когда они дробят компании по видам бизнеса: отдельно — добыча, отдельно — транспорт, отдельно — распределение, — отчеканил президент. По его словам, если выделить транспортную составляющую, то она попросту умрет, потому что сама по себе не представляет интереса. По сути, глава государства в очередной раз озвучил тезис, который он и его соратники на протяжении 12 лет повторяют, как мантру. «Газпром», который принято называть национальным достоянием, никогда не будет разделен, а все, кто ратуют за это, в лучшем случае не понимают особенностей газового бизнеса, в худшем хотят подорвать позиции России на глобальном энергетическом рынке. Однако спустя полгода в воззрениях хозяина Кремля наметились существенные перемены. Как пишет «Коммерсант Власть», в резиденции Ново-Огарево регулярно проходят закрытые совещания, посвященные будущему российской газовой монополии. Среди участников издание называет главу ЦБ Эльвиру Набиуллину, глав госкорпораций Игоря Сечина и Алексея Миллера, крупнейших акционеров «Новатэка» Леонида Михельсона и Геннадия Тимченко, ряд других представителей отечественного бизнеса из списка Forbes. Консультации пока носят неформальный характер — вопрос ни разу не включался в повестку работы пезидентской комиссии по развитию ТЭК, подчеркивают авторы публикации. Пресс-секретарь Путина Дмитрий Песков скупо отметил, что президент обсуж дает возможную стратегию России на газовом рынке ЕС: «Мы не раз высказывали наши аргументы против принятого Евросоюзом третьего энергопакета, но это закон, и мы будем его исполнять». Примечательно, что правительство, к этим совещаниям пока не привлекается, хотя готовит отдельные документы. О содержании одной из справок сообщило агентство «Финмаркет». Судя по тексту,

news.qip.ru

Аналитика

Газпром: глубокий выдох

вопрос касался передачи трубопроводных систем Южного и Северного потоков в управление какойнибудь российской компании, неаффилированной с «Газпромом». Но самая животрепещущая тема ново-огаревских дебатов связана с разделом «Газпрома» на два независимых юридических лица: транспортную и добывающую компании. Никакого решения нет, это всего лишь наметки на будущее с перспективой реализации в горизонте от двух до пяти лет, уточняет «Власть». Скажем прямо, идея не нова. Она возникла буквально с того момента, когда в 1989 году Министерство газовой промышленности СССР усилиями министра Виктора Черномырдина было преобразовано в «Газпром». В 1990-х ее лоббировали многие предприниматели, предлагавшие разделить неэффективную монополию и приватизировать «Газпром» по частям. Рупорами выступали консультанты из Всемирного банка и МВФ, ссылавшиеся на мировую практику дифференциации генерирующих и транспортных активов в энергетике. Тем более перед глазами у всех был работающий пример — отечественная «нефтянка», где в 90-х тон задавали частные компании, а государственная «Транснефть» лишь обеспечивала бесперебойную работу системы и равные условия доступа производителей к трубе. Впрочем, Черномырдин и его преемник Рем Вяхирев все атаки на монополию успешно отбивали, сохранив компанию в виде вертикально интегрированной структуры. После первого восшествия Владимира Путина на кремлевский престол идея раздела «Газпрома» на транспортный и добывающий бизнес вновь оказалась востребованна. В 2003 году Министерство экономического развития и торговли (МЭРТ), которое тогда возглавлял Герман Греф, даже подготовило концепцию реформы. Однако единство «Газпрома» вновь удалось отстоять. В России у компании не нашлось достаточно сильных оппонентов, чтобы настоять на преобразованиях. Характерно, что на круглом столе Российского газового общества, где обсуждался проект МЭРТа, даже независимые производители пугали собравшихся возможным удвоением внутреннего тарифа на прокачку (с $0,5 до $1 за 1000 м 3 на 100 км) в случае, если газотранспортная система будет выделена в отдельный бизнес. Но главная причина заключалась в том, что «Газпром» успел стать одним из сильнейших мировых игроков. Компания, которая до сих пор обеспечивает 19 % доходов бюджета РФ, контролировалась менеджментом во главе с давним знакомым Путина Алексеем Миллером. А после того, как она сыграла ведущую роль в выяснении отношений между Москвой и Минском, монополия превратилась в слишком важный политический инструмент Кремля, чтобы позволить расчленить ее. Правительственная дискуссия о разделе «Газпрома» была свернута почти на 10 лет. Вернуться к обсуждению заставила принципиально новая ситуация на газовом рынке Европы. Всю вторую половину 2000 годов Кремль посвятил укреплению там позиций «Газпрома». Получив контроль над Белтрансгазом, он обеспечивает бесперебойный транзит топлива по территории Белоруссии. Правда,

попытка взять под контроль ГТС Украины обернулась затяжной газовой войной, результатом которой стал запуск двух трубоповодных мегапроектов по обходному маршруту. Амбициозные планы Кремля поломала сланцевая революция. Мегапроекты могут оказаться ненужными. Из-за избытка предложения разных видов топлива цены на газ в Европе падают. К тому же власти ЕС, однажды испытав испуг от перебоев в газоснабжении, спровоцированных конфликтом Москвы и Киева, предприняли ряд шагов в направлении безопасности. Прежде всего, европейцы стали строить больше терминалов для дешевого ближневосточного СПГ и внутренних газопроводов, чтобы снизить зависимость восточных стран ЕС от «Газпрома». Во-вторых, был принят третий энергопакет, который дает Еврокомиссии серьезные рычаги давления на «Газпром». Наконец, с 2012 года в отношении него ведется масштабное расследование по обвинению в монополизме (в некоторых странах Восточной Европы доля «Газпрома» в газовом балансе достигает 100 %). Словом, рынок уходит из-под ног. В отличие от Алексея Миллера, который на публике по-прежнему твердит о сланцевой революции как PR-кампании против «национального достояния» России, все эксперты считают иначе. Дэниел Ергин из Cambridge Energy Research Associates убежден, что в среднесрочной перспективе сланцевый феномен приведет к формированию глобального рынка газа, где цена уже не будет привязана к нефтяной корзине. Это разрушит краеугольный камень, на котором держатся позиции «Газпрома» в Европе. Пока они еще достаточно крепки, но у европейцев гораздо больше пространства для маневра. А значит, как говорит Михаил Корчемкин, лучше не злить их и начинать договариваться о новых правилах. Можно биться за то, чтобы условия третьего энергопакета не распространялись на уже построенные трубы, но поделить «Газпром» даже проще, полагает он, ссылаясь на мнение своих источников во власти. То, что

Амбициозные планы Кремля поломала сланцевая революция. Мегапроекты могут оказаться ненужными. Из-за избытка предложения разных видов топлива цены на газ в Европе падают казалось невозможным год назад, ныне становится вполне реальным. Эксперты утверждают, что газовый рынок в целом выиграет от раздела «Газпрома». Выделение трубы по примеру «Транснефти» в отдельную сеть облегчило бы производителям жизнь и сделало этот сегмент более прозрачным. Хотя решать тут одним махом нельзя, надо взвесить все аргументы, посмотреть, как будет меняться ситуация. Сейчас основная задача — непредвзято проанализировать возможные сценарии и лишь затем сформулировать ответ на вызов, говорят они. № 3 (19) 2013

shutterstock.com

Аналитика

ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА: ГАЗОВОЗЫ ПРОТИВ ТРУБОПРОВОДОВ 28

Транспортировка газа: газовозы против трубопроводов

В одном из интервью В. П у тин, еще б уду чи премьер - минис тр ом, за яви л, что Р оссии необходимо избавитьс я от зависимос ти от пос тавок тру бопроводного га за в Европу, расширяя сбыт в виде СПГ в А зию, на Б ли ж ний Вос ток и в т у ж е Европу. По мнению запа дных ана литиков, основными мотивами такой переориентации с та ли па дение спрос а на природный га з в пере ж ивающей финансовый кризис Европе и рос т потребнос ти в СПГ в А зии. Так ж е в к ачес тве возмож ных причин на зыва лась смена политического к у рс а Москвы с пос тавок в Европу на более у глу б ленные отношения с А зией. Но, ос та в ляя за г ра ниц а ми вним а ния поли т ический аспек т вопр ос а, с ле ду е т признать, что решение уде лять большее внимание торговле СПГ ба зируетс я на серьезном с тратег ическом расче те.

Перикатипольский Н. Б. ж урна лист

korabley.net

озможность транспортировки СПГ танкерами была убедительно доказана в 1958 году, когда экспериментальное судно Methane Pioneer перевезло сжиженный природный газ из США в Великобританию. Успешная попытка произвела большое впечатление, и всего шесть лет спустя была заключена первая коммерческая сделка — проект «Camel», предусматривавший поставку алжирского газа в Англию и Францию. В том же десятилетии география поставок СПГ расширилась: ливийский газ начали переправлять в Испанию и Италию, а японцы получили сжиженный газ из США. Годы спустя, пережив пару нефтяных кризисов, широкомасштабную национализацию концессионных проектов международных нефтяных компаний в странах ОПЕК и реструктуризацию газовой отрасли

в Северной Америке, многие страны стали отдавать все большее предпочтение импорту СПГ. Особенно явственно эта тенденция проявилась в Азии: в число активных покупателей сжиженного природного газа входят Япония, Южная Корея, Китай, Индия, Тайбэй и Таиланд.

многие страны стали отдавать все большее предпочтение импорту СПГ. в число активных покупателей сжиженного природного газа входят Япония, Южная Корея, Китай, Индия, Тайбэй и Таиланд

Китай намерен построить 60 судов для перевозки СПГ

По сведениям SinoShipNews, Китай планирует построить шестьдесят новых газовозов для сжиженного природного газа, что должно помочь в реализации намеченных энергетических целей КНР. В плановый период 12 лет на строительство метановозов планируется потратить $12 млрд. Предполагается, что строительством газовозов займутся как минимум четыре китайские судостроительные компании (в настоящий момент суда подобного класса в Китайской Народной Республике выпускает лишь одно предприятие — Hudong-Zhonghua). Помимо строительства газовозов, правительство Китая рассчитывает увеличить количество терминалов СПГ в стране с 5 до 14. Помимо этого, предполагается разработка планов по строительству еще десяти СПГ-терминалов уже после 2016 года. Как указывает SinoShipNews, реализация этого проекта будет зависеть от ситуации, которая к тому моменту сложится на мировом рынке.

№ 3 (19) 2013

«Газпром» актуализирует стратегию в области производства и поставок СПГ

Совет директоров «Газпрома» принял к сведению информацию о ходе подготовки предложений по актуализации стратегии компании в области производства и поставок сжиженного природного газа. За прошедший пятилетний период «Газпром» существенно укрепил позиции в сегменте производства и реализации СПГ. Компания владеет долей 50 % плюс одна акция в акционерном капитале проекта «Сахалин-2». Номинальная мощность завода по производству СПГ — 9,55 млн т в год (в 2012 году завод произвел 10,9 млн тонн СПГ). Кроме того, предприятие группы «Газпром», компания «Gazprom Marketing and Trading», успешно выполняет задачи как по реализации российского СПГ за рубежом, так и по торговле сжиженным природным газом из третьих стран. В то же время «Газпром» нацелен на ускоренную реализацию новых СПГ-проектов, призванных сохранить или увеличить долю компании на мировом газовом рынке. Так, в феврале 2013 года «Газпром» принял окончательное инвестиционное решение по проекту «Владивосток-СПГ», а в марте были утверждены план мероприятий по реализации проекта строительства завода СПГ и план работ по подготовке ресурсной базы для проекта. Кроме того, «Газпром» рассматривает возможность расширения проекта «Сахалин-2» и реализации Штокмановского СПГ-проекта.

Прежде всего, увеличение потребления сжиженного природного газа связано с общим ростом потребления газа в экономически развитых странах Что делает СПГ таким желанным для потребителей и поставщиков? Почему наблюдается ускоренный рост потребления сжиженного природного газа в мире по сравнению с ростом потребления других энергоносителей? Прежде всего, увеличение потребления сжиженного природного газа связано с общим ростом потребления газа в экономически развитых странах (что, в свою очередь, обусловлено повышением потребления электроэнергии и заменой электростанций, работающих на жидких и твердых углеводородах, на газотурбинные электростанции комбинированного цикла, отличающиеся относительной дешевизной, эффективностью и экологической безопасностью). Наряду с этим немаловажную роль сыграло Киотское соглашение, смысл которого заключается в том, чтобы снизить количество выбросов в атмосферу CO 2 за счет увеличения доли потребления природного газа. Существуют также и местные законодательные 30

акты, стимулирующие промышленные предприятия переходить на более чистое топливо или использовать природный газ совместно с углем, мазутом и пр. Наряду с вышеперечисленным специалисты выделяют еще такие причины роста популярности СПГ среди стран-импортеров, как возможность добиться снижения цен на энергоносители и электроэнергию путем усиления конкуренции поставщиков и транспортных компаний; возможность уменьшить зависимость рынка газа от рынка сырой нефти (создание независимого рынка газа позволяет формироваться ценам на газ в краткосрочной перспективе на основе только соотношения спрос-предложение); и, наконец, в качестве способа обезопасить экономику той или иной страны от диктата и давления производителей и транспортных компаний — монополистов за счет диверсификации поставщиков. Но это лишь одна сторона медали. Не следует забывать, что продажа СПГ выгодна и поставщикам, особенно в тех случаях, когда природный газ необходимо транспортировать на большие расстояния — от 2500—3000 км. Этому способствуют множество факторов. Во-первых, низкие удельные транспортные расходы (морской транспорт — самый дешевый в мире), окупающие затраты технологической стадии сжижения. Во-вторых, меньший стартовый капитал проекта (для газопроводных проектов необходимо полностью завершить строительство нитки, на что уходит до 75 % всех капитальных вложений. Мощности же по

polit.ru

Аналитика

shutterstock.com

Транспортировка газа: газовозы против трубопроводов

Перспективы России в области производства и реализации СПГ внушают опасения

Эксперты энергетического центра Московской школы управления «Сколково» представили в мае свое новое исследование под названием «Развитие мирового рынка СПГ: вызовы и возможности для России», в котором проведен анализ рынков сжиженного природного газа, обозначены основные тенденции развития отрасли СПГ и дается оценка тому, какую роль в этой нише газового сектора может занять Российская Федерация. Перспективы для нашей страны России, по мнению сколковских аналитиков, вырисовываются отнюдь не оптимистичные. В частности, в исследовании указывается, что мировой спрос на СПГ, который за последние 40 лет увеличился более чем в сто раз, и впредь продолжит расти. Вдобавок к этому предложение СПГ также будет увеличиваться вследствие развития производства сжиженного природного газа в таких странах, как США и Австралия. В России же по-прежнему сжижение природного газа в крупных масштабах производится лишь в рамках СПГ-проекта «Сахалин-2», а одних только его мощностей недостаточно, чтобы сделать РФ значимым игроком на рынке сжиженного природного газа. Для того чтобы обеспечить возросший спрос, необходимо вводить новые мощности по производству СПГ, причем не позднее 2017 года. «Любые проекты, которые не смогут обеспечить источник спроса с 2016 по 2020 год, окажутся за пределами рынка», — говорится в исследовании.

производству СПГ можно вводить в строй постепенно, а поставки начинать после вложения 50 % средств.) и меньшие сроки строительства, которые позволяют наращивать мощности поэтапно — по мере возрастания спроса на СПГ. Причем за счет того, что терминал, хранилище и другая вспомогательная инфраструктура уже созданы на начальном этапе, удельные затраты на производство СПГ при сооружении дополнительных технологических линий только снижаются. В-третьих, независимость от транзитных соглашений (рост протяженности экспортных газопроводов по территориям других государств и связанные с этим трудности согласования условий транзита газа и платы за транзит резко контрастируют с отсутствием таких проблем в проектах транспортировки СПГ). Также в этом пункте допустимо упомянуть возможность продавцов обходить дорогостоящие европейские газораспределительные сети, осуществляя поставки напрямую в крупные центры потребления. В-четвертых, возможность включать в состав СПГ фракции С 3 -С 5 позволяет доставлять с месторождений природного газа пропан-бутановую фракцию (что невозможно с применением газопроводов высокого давления) и извлекать в процессе регазификации с минимальными затратами из состава СПГ этан, пропан, бутаны и пентаны. В-пятых, технологические линии СПГ, основанные на технологической схеме DMR, при применении их в регионах с холодным климатом позволяют снизить

По сути, единственным существенным ограничением для торговли сжиженным природным газом является отсутствие условий д ля танкерного судоходства расход газа и удельные капитальные затраты на производство до 30 % по сравнению с проектами в экваториальных регионах. В-шестых, в отличие от трубопроводного газа, технология СПГ позволяет легко сглаживать суточные колебания спроса на энергоносители, в частности для выработки электроэнергии (топливо для газотурбинных пикшейвинг-электростанций). В-седьмых, реализация СПГ дает возможность оперативного изменения поставок при неблагоприятной конъюнктуре рынка (проще говоря, можно отправить газовозы в любую точку мира — туда, где спрос выше). Этот список можно было бы продолжить, но преимущества реализации СПГ по сравнению с поставками по трубопроводу видны и так. По сути, единственным существенным ограничением для торговли сжиженным природным газом является отсутствие условий для танкерного судоходства. № 3 (19) 2013

mexicoinstitute.wordpress.com

Аналитика

НЕФТЯНЫЕ КАЧЕЛИ В первых чис ла х сентября этого год а с тоимос ть нефти марки Brent сос та вила $112—114 за ба рре ль. Та к а я цен а вполне у к л а дыва е тс я в дин а мик у пос ле дних тре х мес яцев. К а з а ло с ь б ы, в б ли ж а йшем б уд у щ ем м а ло ч то измени тс я, и нефт яные кот ир о вк и ожид ают лишь незначите льные колебания в т у и ли иную с торону. Однако некоторые экспер ты пре дполагают, что нефть мож ет с у щес твенно подешеветь, и связывают эт у вер оя т нос т ь, пре ж де всег о, с дейс т виями Сое диненных Ш татов А мерики. С т ремясь опре де лить, к акова с тепень вероятнос ти ре а лизации негативных сценариев, мы рассмотре ли два основных фак тора, способных повлиять на с тоимос ть нефти.

picture_fotokanal.com

Нефтяные качели

Крымов Э. И. ж урна лист

Игры ФРС В минувшем августе функционеры Федеральной резервной системы нанесли ощутимый урон мировому нефтяному рынку. За один день котировки нефти марки Brent понизились почти на полпроцента, а стоимость сентябрьских фьючерсов на легкую нефть марки WTI опустилась более чем на процент. В течение следующих суток нефть продолжила терять в цене. И лишь еще через день ситуация стабилизировалась и котировки начали медленно расти. Причиной подобной реакции со стороны биржи стало всего лишь заявление американских чиновников, объявивших о том, что ФРС рассматривает возможность завершения программы количественного смягчения (Quantitative easing). Причем даже назывались конкретные временные рамки сворачивания QE — сентябрь этого года. Программа количественного смягчения — инструмент кредитно-денежной политики, который предполагает государственные денежные вливания в экономику страны с целью увеличения денежной массы на руках. Считается, что умножение денежных объемов у населения и предприятий должно привести к росту потребления и производства и, как следствие, к восстановлению стабильной экономической ситуации. Однако, по мнению ряда американских экспертов, QE не оказывает запланированного воздействия на фундаментальные макроэкономические показатели США. В частности, Васко Курдия и Андреа Ферреро, экономисты банков федрезерва из Сан-Франциско и Нью-Йорка, в докладе, опубликованном 12 августа, отметили, что, по-видимому, объемная скупка долгосрочных казначейских ценных бумаг, осуществляемая ФРС, оказывает весьма скромное воздействие на экономический рост и инфляцию, а эффект влияния в большей степени происходит от обещаний руководства оставить краткосрочные процентные ставки на низком уровне в течение длительного периода. И эта зависимость наблюдается еще с 2010 года, когда была запущена предыдущая программа смягчения. Так, по расчетам экономистов, без обещаний относительно уровня процентных ставок программа, стоившая $600 млрд, добавила бы всего 0,04 % к ВВП и 0,02 % к инфляции. Выводы американских коллег подтверждают и отечественные специалисты. «Возникла парадоксальная ситуация, когда при появлении позитивных макроэкономических данных рынки, ожидая сворачивания, падали, — говорит Меружан Дадалян, управляющий директор отдела брокерского обслуживания Concern General Invest. — Это не дает возможности ФРС эффективно влиять на экономику. Поэтому проблемы, которые Федеральная резервная система пыталась решить введением QE, никуда не делись». Примерно в том же духе высказываются и другие российские экономисты и аналитики. Учитывая почти единодушное мнение мирового экспертного сообщества, стоит ли удивляться тому, что о необходимости сворачивания программы количественного смягчения заговорили и представители топменеджмента ФРС? В августе замечаниями на эту тему

Из долгосрочного прогноза «Лукойла»

Основным фактором, влияющим на цену нефти, является политика ФРС США — ослабление доллара автоматически ведет к росту цены в долларовом выражении. Например, в золоте цена нефти за последние 20 лет практически не изменилась. Кроме этого, существуют и другие не менее серьезные аргументы в пользу того, что перепроизводство и обвал цен нам не грозят. Среди них рост затрат на геологоразведку и добычу, балансирующая политика ОПЕК. В связи с этим мы прогнозируем цены на уровне не менее $100 за баррель в среднесрочной перспективе с ростом на уровне долларовой инфляции. Однако такой прогноз не должен становиться поводом для самоуспокоения. Отечественный нефтегазовый сектор сталкивается с серьезными вызовами. Несмотря на благоприятную ценовую конъюнктуру, в России начиная с 2016—2017 годов есть риск снижения добычи нефти, поскольку существующие проекты не могут компенсировать естественное падение добычи на старых месторождениях. Стабилизация и рост добычи возможны только за счет более активного применения дорогостоящих методов повышения нефтеотдачи, что, в свою очередь, требует дополнительных налоговых стимулов.

успели отметиться глава Федерального резервного банка Далласа Ричард Фишер, а также пара руководителей ФРС из Чикаго и Атланты: Чарльз Эванс и Дэннис Локхарт. Вкратце все их речи можно свести к двум тезисам: а) с программой QE пора кончать; б) неплохо бы сделать это поскорее. К слову, именно Локхарт стал той бабочкой, что вызвала бурю: прогноз, согласно которому ФРС начнет сворачивать программу количественного смягчения уже в сентябре, его авторства. Хотя аналитики практически в унисон утверждают, что отказ от стимулирования подстегнет экономику в большей степени, нежели его продолжение, тот факт, что завершение программы количественного смягчения вызовет как минимум кратковременный спад, отрицать бессмысленно. «Раньше или позже, но рынки не смогут № 3 (19) 2013

Прогнозы МЭА и ОПЕК на 2014 год

Международное энергетическое агентство в августе понизило свой прогноз по мировому спросу на нефть в 2014 году. Согласно новым оценкам МЭА, глобальное потребление нефти в следующем году вырастет на 1,2 % по сравнению со значениями 2013 года, или на 1,1 млн баррелей в день до уровня 92 млн баррелей в день. Основной причиной для пересмотра прогноза в сторону более низких значений стали ожидания более слабых темпов роста ВВП мировой экономики. В частности, экспертов МЭА тревожит замедление темпов роста ВВП в Китае, а также слабые экономические показатели по США и Европе. В опубликованном в тот же временной период прогнозе спроса на нефть Организации стран — экспортеров нефти фигурируют более низкие показатели. В частности, аналитики ОПЕК говорят о 90,75 млн баррелей в сутки. Следует отметить, что еще месяцем раньше те же эксперты заявляли о 89,64 млн баррелей в сутки. При этом спрос на нефть в странах — членах ОПЕК в текущем году будет на 400 тыс. баррелей в сутки ниже, чем в прошлом году. Согласно прогнозу, спрос составит 29,9 млн баррелей нефти, причем в 2014 г. продолжится снижение показателя до 29,7 млн баррелей в сутки.

можно констатировать, что маневры Федеральной резервной системы рано или поздно сыграют свою роковую роль в снижении биржевых котировок нефти 34

не отреагировать на изменение политики ФРС, — утверждает Дарья Желаннова, заместитель директора аналитического департамента компании «Альпари». — Поскольку нынешний раунд уже не первый, реакцию рынков на сворачивание программ стимулирования мы уже видели: индексы, бумаги, цены на нефть и металлы разом идут вниз. Причем достанется всем странам мира, включая Россию». Подытоживая тему QE, можно констатировать, что маневры Федеральной резервной системы рано или поздно сыграют свою роковую роль в снижении биржевых котировок нефти. Другой вопрос, когда именно это произойдет? Сентябрь, о котором так много говорили апологеты свертывания программы количественного стимулирования, наступил, но никаких изменений в политике ФРС не наблюдается. Дарья Желаннова видит причины подобного затишья в том, что показатели безработицы и инфляции пока далеки от целевых. По ее словам, безработица просела до 7,4 % в июле при цели в 6,5 %, инфляция потребительская 1,8 % и базовая 1,6 % в июле не добираются до 2 %. Однако тот же Ричард Фишер, выступая, говорил о том, что 7,4 % безработицы — вполне приемлемый уровень для того, чтобы закрыть QE. Вероятнее всего, пауза, которую выдерживает ФРС, связана с политическими мотивами: неготовностью американского правительства обострять экономическую ситуацию внутри страны, а также сосредоточенностью на сирийском конфликте. Помимо этого, следует принимать во внимание тот факт, что нынешний председатель Совета управляющих Федеральной резервной системы, Бен Шалом Бернанке, является ярым приверженцем идеи увеличения денежной массы в период кризиса. Учитывая, что он же занимает пост председателя совета экономических экспертов при Белом доме, можно констатировать, что у сторонников продления действия QE сохраняются устойчивые позиции, позволяющие им и дальше проводить свою линию. Есть лишь один нюанс: срок действия полномочий Бернанке в качестве главы ФРС истекает в январе. Это дает основания предполагать, что программа количественного смягчения не будет свернута до конца 2013 года. Что будет дальше, зависит от того, кто сменит Бена Бернанке в Совете управляющих Федеральной резервной системы и, конечно, общемировых экономических и политических реалий.

Сланцевая угроза Уже который год не стихают споры вокруг пресловутой сланцевой революции. По большому счету эти виртуальные баталии превратились в полноценную информационную войну, ставкой в которой служат общественное мнение, деньги инвесторов и акционеров и т. п. Как и в реальных боевых действиях, схватки идут с переменным успехом. Если поначалу ряды «сланцевых революционеров» не могли похвастаться многочисленностью, а все их выступления тонули в скептицизме сторонников традиционных методов добычи углеводородов, впоследствии ситуация коренным образом изменилась. Успехи американских компаний, подвизающихся, прежде всего, на ниве сланцевого газа, серьезно повлияли на мнение экспертов и простых обывателей. В последнее же время

vestnikkavkaza.net

Аналитика

blog-mashnin.ru

Нефтяные качели

вновь набирают силу противоположные настроения. Но обо всем по порядку. Один из наиболее показательных примеров веры в сланцы — прогноз Citigroup, опубликованный в прошлом году. По мнению аналитиков этой корпорации, уже в текущем десятилетии Соединенные Штаты Америки могут стать крупнейшей в мире нефтедобывающей державой, потеснив с первых позиций Россию и Саудовскую Аравию, во многом за счет сланцевой нефти. Также, по оценке Citigroup, к 2020 году цена нефти в реальном выражении снизится на 14 % за счет прироста добычи и еще на 2,5 % — за счет снижения спроса на энергию. В принципе можно подвергнуть сомнению выводы, данные в прогнозе хотя бы из-за последнего пункта. Ведь даже в кризисные периоды мировой спрос на энергию уверенно возрастал. Этот факт находит отражение в докладе World Energy Outlook, ежегодно публикуемом Международным энергетическим агентством. В частности, специалисты МЭА предполагают, что к 2030 году спрос на энергию способен повысится на 45 %. Более сдержанны в своих оценках аналитики «Бритиш Петролеум». По их мнению, мировой спрос на энергию будет продолжать расти в течение последующих двадцати лет, хотя темп роста замедлится благодаря экономическому и демографическому росту в странах, не входящих в состав Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). Согласно прогнозным оценкам специалистов BP, мировые запросы энергии вырастут к 2030 году примерно на 39 %, то есть будут увеличиваться на 1,6 % ежегодно. Этот рост в основном коснется стран, не входящих в состав ОЭСР (рост энергетических запросов стран ОЭСР не превысит 4 % за весь период). Доминирующую роль продолжит играть ископаемое топливо, которое к 2030 году составит 81 % мировой энергии, то есть примерно на 6 % меньше, чем сегодня. Но вернемся к основному вопросу: каковы шансы на то, что Соединенные Штаты, в настоящий момент наращивающие добычу нефти за счет сланцевых месторождений, однажды выйдут на экспортные рынки? «Сейчас Америка импортирует порядка 9 млн баррелей нефти в день. А добыча сланцевой нефти в США не превышает 1 млн баррелей, — говорит Армен Бадалов, генеральный управляющий по России и СНГ «Pace Global / A Siemens Business». — Даже если американские компании выйдут на запланированные уровни добычи — 2—2,5 млн баррелей к 2020 году, — они все равно не смогут закрыть потребности страны. Тем более что объемы добычи нефти из традиционных источников у американцев падают. То есть идет замена традиционных источников на сланцевые». Разумеется, в таких условиях говорить о какой-то экспансии на внешние рынки странно. Вообще, сверхоптимистичные прогнозы по поводу перспектив добычи сланцевой нефти и связанного с этим снижения цен больше всего напоминают некоего рода пропаганду, подмену реального желаемым. Тем более что факты, скорее, свидетельствуют об обратном. Прежде всего, стоит упомянуть проблему запасов. Заключается она в том, что многие аналитики в своих расчетах отталкиваются от ставшей уже канонической цифры 3 трлн баррелей. Но насколько она справедлива? «По имеющимся у меня данным, доказанные запасы сланцевой нефти по миру — где-то порядка 300 млрд баррелей, — заметил по этому поводу Армен Бадалов. — Это

Иранская нефть не станет проблемой

Согласно мнению ряда аналитических групп, цены на нефть могут снизиться из-за новой политики, проводимой Ираном. Напомним, что после летней победы на президентских выборах Хасан Рухани объявил о том, что он намерен наладить диалог со странами Запада. Рухани пообещал создать умеренное правительство, наладить конструктивное сотрудничество с другими странами и добиться облегчения международных санкций, введенных из-за иранской ядерной программы. Спеша успокоить заинтересованную аудиторию, те же аналитики говорят о том, что если снижение, обусловленное «иранским фактором», произойдет, оно не будет долгим. Причина проста: заявление Рухани продиктовано исключительно желанием ослабить санкции. При этом отказываться от ядерных разработок Тегеран не собирается. Так что санкции с Ирана сняты, скорее всего, не будут, что неизбежно послужит причиной для нового обострения ситуации и будет играть на повышение цен на нефть. Впрочем, события в Сирии могут существенно перекроить сценарий, предложенный аналитиками, и дать рост цен на нефть, минуя этап снижения. Толчком для этого способна послужить непримиримая позиция Ирана по сирийскому вопросу вплоть до готовности вести боевые действия. Как заявили представители иранской военной делегации во время визита в Москву, «Иран вступит в войну и использует в ней весь свой потенциал в случае атаки против Сирии, даже если эта атака закончится тем, что одна ракета взорвется в пустыне».

Доминирующую роль продолжит играть ископаемое топливо, которое к 2030 году составит 81 % мировой энергии, то есть примерно на 6 % меньше, чем сегодня № 3 (19) 2013

Америку заменит Китай

Возрастающие энергетические потребности Китайской Народной Республики могут стать палочкой-выручалочкой для отечественных нефтедобытчиков в случае понижения спроса со стороны крупнейшего в мире потребителя нефти — США. Тем более что начало подобному развитию событий положено: в июне этого года между Китаем и «Роснефтью» была заключена 270-миллиардная сделка, согласно которой в течение следующих 25 лет Россия будет поставлять в Китай вдовое больше нефти, чем прежде. Причем Россия уже получила по этому договору $70 млрд. Сейчас в Китай поставляется 15 млн т российской нефти ежегодно по трубопроводу Сковородино — Мохэ. В феврале 2013 года в ходе поездки российской делегации во главе с председателем совета директоров «Роснефти» И. Сечиным в Китай была достигнута договоренность о дополнительных объемах поставки нефти в КНР. Вице-премьер РФ Аркадий Дворкович сообщал, что они могут составить не менее 9 млн т в год. Министр энергетики РФ Александр Новак 16 марта заявил, что Поднебесная предложила России построить второй нефтепровод мощностью 15 млн т рядом с нефтепроводом Сковородино — Мохэ и увеличить поставки в два раза.

в десять раз меньше заявленных 3 трлн баррелей». В том же духе высказываются эксперты «Лукойла» в недавно опубликованном долгосрочном прогнозе: «Добыча на месторождениях нетрадиционной нефти растет стремительно. Однако дебиты скважин сланцевых формаций характеризуются высокими темпами падения в первый год добычи — как правило, 60—70 % от максимального уровня. При этом долгосрочные темпы падения добычи также, по нашей оценке, являются существенными. Образно говоря, феномен сланцевой нефти подобен эффекту бутылки шампанского. Если ее хорошенько потрясти, то хлынет обильный, но краткосрочный фонтан. 36

Кроме этого, оценка запасов сланцевой нефти в США основана на данных весьма непродолжительной эксплуатации скважин — всего 3—4 года. Следовательно, существует риск завышения оценки запасов». Но даже доказанные запасы сложно извлечь полностью. Многие забывают о том, что сланцевый газ добыть значительно проще, чем аналогичную нефть. У газа есть упругая энергия: достаточно раздробить пласт, и газ пойдет. В случае с нефтью эффективность того же гидроразрыва существенно ниже. Проще говоря, при использовании тех же технологий, что и при добыче сланцевого газа, без особых проблем можно получить лишь 3—5 % нефти из конкретного месторождения. Опять же, добыча сланцевой нефти требует больших затрат, нежели традиционное бурение. Это обусловлено стоимостью оборудования, необходимостью постоянного бурения новых скважин, более высокой аварийностью горизонтального бурения, потребностью регулярно реорганизовывать инфраструктуру либо создавать новую. В настоящее время в зависимости от особенностей конкретного месторождения добыча сланцевой нефти окупается при стоимости $40—80 баррель. По мнению специалистов, со временем технологии добычи удастся усовершенствовать, и тогда можно будет говорить о рентабельности разработки сланцев при стоимости нефти $40—60 баррель. Все это означает лишь одно: возможность зарабатывать на сланцах существует лишь за счет высоких цен на нефть. Американский журналист Кристофер Хелман в статье «Нефтяной пузырь: почему сланцевая революция в США близка к провалу», опубликованной в журнале «Форбс», говорит об этом так: «Американским компаниям все более невыгодно добывать сланцевую нефть: рынок насыщается сырьем, цены падают, а разработка новых месторождений становится экономически нецелесообразной. Нефтегазовые компании США лихорадит. В последние несколько лет они совершили впечатляющий рывок. Добыча нефти в США выросла на 43 % по сравнению с 2008 годом, до 6,5 млн баррелей в сутки — это самый высокий показатель для страны за несколько десятилетий. Такую динамику отрасли обеспечили два самых успешных молодых месторождения — Баккен и Игл Форд. Только в 2012 году 50 лидеров американской «нефтянки» инвестировали в разработку этих и других проектов $186 млрд, — подсчитали аналитики «Ernst & Young». Это абсолютный рекорд для США, более чем на 20 % превышающий объем вложений 2011-го. Но можно ли вернуть эти деньги? С учетом всех издержек, многие месторождения уже сейчас работают на грани рентабельности и даже легкая корректировка котировок рискует сделать их неэффективными. А снижение цены нефти на 10—15 % способно поставить крест на американском нефтяном буме». Комментарии, как говорится, излишни. Лучшим резюме темы сланцевой нефти будет высказывание действительного члена РАЕН, доктора технических наук, профессора, советника генерального директора «Зарубежнефти» Аркадия Боксермана: «На фоне того, что структура мировых запасов нефти ухудшается и все большая доля добычи приходится на трудноизвлекаемые месторождения, добыча сланцевой нефти может быть выгодным предприятием и еще одним способом получения необходимой миру энергии и сырья. Но о какой-либо революции и вытеснении традиционного бурения и речи быть не может».

yktimes.ru

Аналитика

ЕМА Я

ОР

Г А З АЦ И Я

С АМО Р Е Г

НИ

УЛ

РУ

ЕФ

ТЕГ

АЗСТ

РО

САМОРЕГУЛИРУЕМАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ НЕкОММЕРчЕСкОЕ пАРтНЕРСтвО пО СтРОИтЕЛьСтвУ НЕфтЕГАЗОвых ОбъЕктОв

НЕфтЕГАЗСтРОЙ

РУ

Е МА Я

ОР

Г НИ

З А ЦИ Я

С АМ О Р Е Г

УЛ

наши допуски – выбор заказчиков Н

ЕФ

ТЕГ

АЗСТ

РО

n n n n

оформление допусков ко всем видам строительных работ более 370 отечественных и зарубежных организаций – членов партнерства ежегодный суммарный объем выполняемых строительных работ – более 1 трлн рублей основными заказчиками являются ОАО "Газпром", ОАО "АК "Транснефть", ОАО "ЛуКОйЛ", ОАО "НК "Роснефть" и др. n активная позиция в отстаивании интересов организаций – членов партнерства

сро нп «нефтегазстрой» 119571, Москва, ул. Академика Анохина, 11 n Тел.: (495) 745 88 86 n Факс: (495) 276 19 72 n info@npngs.ru

www.npngs.ru

№ 3 (19) 2013

shutterstock.com

Аналитика

Не «неудобный попутчик», а равноправный пассажир

НЕ «НЕУДОБНЫЙ ПОПУТЧИК», А РАВНОПРАВНЫЙ ПАССАЖИР По мере повышения в нашей с тране интерес а к попу тному нефтяному га зу ( ПНГ ) ра з двига ютс я и горизонты его использова ния, все б ольше раскрываетс я его уник а льнос ть к ак продукта природы. Это же в значите льной с тепени относитс я и к природному углеводородному га зу ( ПГ ).

Берлин М. А.

Аношина К. В.

д. т. н., п р о ф ессо р,

с п ец и а л и с т п р о ек т н о г о п о д ра з д е л ен и я

у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

сли до недавнего времени мы, как правило, говорили о ПНГ, как о сырье для нефтехимии, то сейчас мы вправе говорить и о ПНГ, и о ПГ, как о заменителях нефти. Недаром в «Прогнозе развития энергетики мира и России до 2040 года» сказано, что новые технологии уже перекраивают международную торговлю топливом в неблагоприятном для России направлении (1). Почему не разрабатывается Штокмановское месторождение? В частности и потому, что добыча сланцевого газа в США уменьшила потребность Штатов в сжиженном газе. Такая же участь может постигнуть и сжиженный газ Сахалина в связи с тем, что Япония начала промышленную добычу газа из газовых гидратов. Рассмотрим очень кратко другие важные выводы этого «Прогноза». 1. Продолжающийся мировой кризис повлек снижение роста экономики и потребления энергии. А это значит, по нашему мнению, что все добытое из недр должно максимально и квалифицированно использоваться. В этих условиях не надо увеличивать добычу углеводородов, но нельзя терять и не использовать добытое. 2. Минеральное органическое топливо (нефть, газ, уголь) будет главенствовать в энергетике, продолжится (разными темпами) его рост. Учитывая, что все виды запасов газа и в мире, и в России гораздо больше, чем нефти, надо ускорить разработку эффективных, экономичных технологий получения синтетической нефти и нефтепродуктов по процессам «газ в жидкость». 3. Чтобы уменьшить риски для энергетики, России нужно повернуться лицом на Восток и быстро освоить технологию сжижения ПГ и получении гелия, кроме всего сказанного выше. В статье «Неудобный попутчик» («ГеоИнжиниринг» № 4 (16), зима-2012) убедительно показано, что компоненты ПНГ этан+высшие, и особенно этан, являются лучшим сырьем для нефтехимии. В настоящее время степень переработки ПНГ в ценные химические продукты в России ничтожно мала: до 30 %. В нефтяном газе, как

уже было сказано, содержится большое количество гомологов метана (этан, пропан, бутаны и т. д.) в отличие от природного газа, в котором преобладает метан, а следовательно, сфера использования нефтяного газа гораздо шире, из него можно получить продукты, ценность которых будет значительно выше, чем у продуктов, полученных из природного газа, соответственно, стоимость этих продуктов тоже будет выше (2). Даже частичное использование нефтяного газа дало бы ощутимый толчок развитию экономики. На данный момент тонна компонента ПНГ этана стоит 7000—8000 рублей, этилена — уже 37 000 рублей, полиэтилен низкой плотности в 20 раз дороже этана, а стоимость готовых изделий из полиэтилена (тех же полиэтиленовых труб) достигает $ 2500—3700 за тонну (4). Одна тонна этана заменяет при получении этилена примерно две тонны бензина. Правительство РФ приняло важное решение о строительстве не менее чем семи пиролизных комплексов мирового уровня с увеличением производства этилена в стране до 13,5 млн т/год в 2020 г. и до 14,2 млн т в 2030 г. (3). Для этих целей планируется перерабатывать около 6,25—6,7 млн тонн/год этана, 15,95—16,8 т/г пропана+высшие и 13,5 млн т/г нафты. По нашим расчетам, при переработке 95 % ПНГ и хотя бы 60—70 % ПГ можно обойтись без использования в качестве сырья прямогонного бензина (нафты). Если принять заниженную цифру сжигаемого ПНГ на факелах — 50 %, то вместе с ним сгорает порядка 9 млн т этана в год. А вместе с природным газом, который в РФ, практически вообще не перерабатывается, сгорает минимум еще 12—15 млн т этана. А для того чтобы заместить 13,5 млн т бензина, нужно всего 6,75 млн т этана. Таким образом, мы имеем стоимость бензина для данной цели — 364,5 млрд руб. (при нынешней оптовой цене на низкооктановый бензин 27,0 тыс. руб./т) против 45,5 млрд руб. за этан. То есть, если по-государственному использовать ресурсы ПНГ и ПГ, Россия не только сможет обеспечить сырьем-этаном нашу нефтехимическую про№ 3 (19) 2013

Аналитика

Таблица 1. Сравнение

характеристик дизельных топлив

Свойство

Единицы

EU2005 Дизель

Дизель GTL Sasol Chevron

Плотность при 20 ºС

кг/л

0,821

0,765

Низшая температура сгорания

кДж/кг

43 073

43 836

Кинематическая вязкость при 40 ºС

сСт

2,87

1,97

Цетановое число

—

Температура засорения фильтра

ºС

-17

-19

Всего серы

промилле вес

8 (<10)

Всего ароматический вес

28,0

0,14

Температура вспышки

ºС

Смазывающая Index (HFRR)

мкм

394 (<460)

370 (<460)

Таблица 2. Продукты,

получаемые из 1 тонны нефти Получаемые продукты из 1 тонны нефти

Тип нефти

Дизельное топливо, %

Бензин, %

Керосин, %

Синтетическая

Обычная

24,3

10,3

6,5

мышленность, но и частично его экспортировать, если это будет выгодно. Но априори лучше такой ценный продукт использовать внутри страны. Более того, в баланс моторных топлив возвращается 13,5 млн т бензина, который в самой нефтегазовой стране почему-то дорожает не по дням, а по часам. Упущенная выгода от каждого не вовлеченного в сферу переработки 1 млрд м3 попутного газа эквивалентна потере товарной массы на сумму $ 270 млн При этом потери бюджета составляют порядка $ 35 млн. По оценкам компании «Метапроцесс», в России рациональное использование сжигаемого ПНГ позволило бы ежегодно получать 16,7 млн т метанола, или 12,5 млн т синтетической нефти, или 70 тыс. ГВт электроэнергии, или 5,5 млн т олефинов (5). Выгода использования ПНГ в переработке очевидна, однако есть еще одна проблема — ценовое регулирование. В настоящее время в России отсутствует государственное регулирование цен на ПНГ. Владелец газоперерабатывающего актива имеет возможность диктовать цену поставок ПНГ, так как поставщики ресурса не имеют альтернативных направлений поставки. Фактическая цена попутного газа на ГПЗ составляет 600—1200 руб. / 1000 м3, а себестоимость добычи — около 4000—5000 руб. / 1000 м3, что не позволяет нефтяным компаниям компенсировать расходы по добыче и транспортировке ПНГ. Данный вопрос поднимался на 40

международной конференции «Попутный нефтяной газ — 2013» (6). Анализ ценовых характеристик ПНГ и ПГ (3), извлекаемых из них индивидуальных углеводородов, первичных газохимических полупродуктов и мономеров, а также получаемых из них полимеров и химических продуктов свидетельствует о стремительном наращивании цен на продукцию по мере углубления химической переработки газа. Так, если цены исходного газа и цены индивидуальных углеводородов и синтезируемого из метана метанола составляет 1:2, соотношение цены газа и полиэтилена (полипропилена), получаемых из индивидуальных углеводородов, = 1:10, то соотношение цены газа в таких продуктах газохимии, как полиацеталий, поливинилацетат, полимерметакрылат поликарбонат, и других специальных пластмасс и химикатов находится в диапазоне 1:20—1:40. Это ли не показатель выгодности легких углеводородов в качестве сырья для газохимии? Как следует из материалов Plastinfо.ru, нефтегазохимия является одной из немногих отраслей промышленности в России, которые развиваются довольно быстрыми темпами. Так, в первом квартале 2011 г. производство изделий из пластмассы увеличилось на 20 %. Также на 20 % был увеличен выпуск изделий из резины и пластмассы. Так почему бы нефтегазохимикам не вкладывать часть своих доходов в добычу и переработку ПНГ и ПГ? Эту задачу можно и должно

Не «неудобный попутчик», а равноправный пассажир

решить до 2020 года в государственном масштабе. Иначе сырья для нефтехимии не будет! (3). И только тогда ПНГ станет «желанным попутчиком»! Но мы рассмотрели только одно очень важное направление высокоэффективного использования ПНГ и ПГ. Рассмотрим второе направление: переработку ПНГ и низконапорного ПГ по технологии «Газ в жидкость», о чем было упомянуто выше. Кроме 50—60 млрд м3 ПНГ, сжигаемых на факелах, в России имеются большие ресурсы природного низконапорного газа, ПГ с повышенным содержанием сероводорода и т. д., которые, как и ПНГ, находятся в доступных местах, на обустроенных месторождениях. Ресурсы этого неиспользованного газа можно перерабатывать, используя технологии GTL (международное обозначение «Gas to Liquids» — «газ в жидкость»), в синтетическую нефть и жидкое синтетическое моторное топливо (7). В настоящее время технология «Газ в жидкость» стремительно развивается за рубежом. Фирма «Shell», например, прогнозирует увеличение доли синтетического топлива до 15 % от его мирового производства к 2015 году. Имеющихся в России неиспользуемых ресурсов газа достаточно для переработки их в транспортабельные продукты с высокой добавленной стоимостью. При переработке 50—60 млрд м3 ПНГ (сгорающих на факелах) может быть получено около 25—30 млн т высококачественных продуктов — «синтетической нефти» и синтетических жидких моторных топлив (СЖТ), которые по своим качествам не только не уступают полученным из природной нефти, но и превосходят их. Количество низконапорного ПГ в России — более 18 трлн м3. Это примерно столько, сколько в РФ добывается за 30 лет (при теперешнем уровне годовой добычи). Переработка 1 трлн м3 такого газа с применением нефтегазохимических технологий позволит получить 500 млн т высококачественной синтетической нефти, синтетического моторного топлива и других ценных продуктов. Ежегодная добыча природной нефти в России сейчас составляет 500 млн т. Использование природного газа в качестве сырья для получения моторных топлив стандарта Евро-4 и особенно Евро-5 экономически более целесообразно, чем использование природной нефти, и экологически безопаснее. В таблице № 1 дано сравнение некоторых свойств дизельного топлива, полученного из природной нефти, и дизельного топлива, полученного в процессе GTL (Sasol Chevron). Как видно из таблицы, по всем важнейшим свойствам, особенно по содержанию серы и ароматики, по цетановому числу синтетическое дизтопливо лучше полученного из природной нефти. В таблице № 2 дается сравнение продуктов, получаемых из природной и синтетической нефти. Цифры говорят сами за себя: дизтоплива из синтетической нефти получается почти в три раза больше, чем из природной нефти, бензина почти в 1,5 раза больше, керосина в два с лишним раза больше. Вот почему GNL стремительно развивается за рубежом. В 2006 году создана ассоциация «ASFE», объединяющая автопроизводителей «Daimler-Chrysler», «Renault», «Volkswagen» и нефтегазовые корпорации «Shell», «Chevron-Sasol», а также компании «Boеing», «Sasol» и ВВС США, которые занимаются внедрением синтетического жидкого топлива на автомобильном

транспорте, а также в гражданской и военной авиации. В России этой важнейшей проблемой занимаются ОАО «Газпром промгаз», НАМИ, ВНИИ НП (научное сопровождение) и ОАО «Мотор Сич», город Запорожье (Украина), и ЗАО «Ренфорс-Новые технологии» (Самара, РФ), которые занимаются разработкой технологии, конструированием и изготовлением технологических установок в блочно-модульном исполнении (8). В настоящее время запущен в производство комплекс по получению синтетической нефти и освоено производство комплекса по производству синтетического жидкого топлива. Сейчас заказчикам предлагаются блочно-модульные установки (БКУ) производительностью по газу 20 и 50 млн м3 в год. Для использования ПНГ это приемлемая производительность. Может быть, стоит добавить еще установки на 100 млн м3 в год. По нашему мнению, БКУ должны располагаться непосредственно на установках подготовки нефти. В центре близлежащих промыслов должна быть установка приема избыточных количеств сухого газа и жидких синтетических продуктов, которые не могут быть использованы на данных промыслах. Так как поступающие продукты транспортабельны, при значительном их количестве в пункте сбора доставка их потребителям на значительные расстояния по трубопроводу не вызовет трудностей. Для каждого конкретного случая должны быть сделаны расчеты. Для использования низконапорного природного газа, по нашему мнению, могут и должны строиться заводы, производительность которых будет определяться возможным количеством добываемого газа, так как продукты получаются транспортабельными и всегда найдут свой рынок. В случае такого использования цену на ПНГ можно приравнять к цене нефти, как один из вариантов. газовики будут получать прибыль от продажи продуктов переработки низконапорного газа. При таком использовании ПНГ он станет равноправным пассажиром!

Список использованных источников и литературы 1. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040года. Институт энергетических исследований РАН. Аналитический центр при Правительстве РФ. 2. Сайт: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-001. 3. Сайт аналитического портала химической промышленности: http: www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=3637, «Наступит ли эра метана в России». 4. Сайт: http://www.lkmportal.com/news/2013-05-31/8482. 5. Проблемы и возможности инновационного развития нефтегазового комплекса: стратегическое видение. Ф. Д. Ларичкин, А. Е. Череповицын, А. М. Фадеев. Институт экономических проблем им. Г. П. Лузина КНЦ РАН, Апатиты. 6. Сайт: http://neftegaz.ru/news/view/108948, итоги международной конференции «Попутный нефтяной газ — 2013». 7. Сайт: http://synfuelenergy.com/publicatiens, ЗАО «Новые технологии», г. Самара. 8. Совместный проект ОАО «Мотор-Сич» и ЗАО «Ренфорс — Новые Технологии». Блочно-модульные комплексы для выработки синтетического топлива из природного и попутного нефтяного газа. № 3 (19) 2013

trinityconsultants.com

Аналитика

Что тормозит проектирование объектов тэк

ЧТО ТОРМОЗИТ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ТЭК Ра цион а льное использова ние поп у тного нефтяного га за — б ольн а я тема д ля отечес твенного топливно -энерг етического комплекс а. О том, почем у в этой об л ас ти нефте добычи с лож и л ась подобна я сит уация, и о возможных пу тях решения проблемы расс у ж д ает известный специалис т Марк Абрамович Берлин.

Берлин М. А. д. т. н., п р о ф ессо р, у ч ен ы й с ек р е та р ь З АО « Н И П И « И н ж Г ео »

ачну с далеких советских времен, точнее, с 60-х годов ХХ века. Это было время расцвета Второго Баку и начала освоения несметных нефтяных и газовых богатств Западной Сибири. Практически на всех старых месторождениях Украины, Поволжья и Урала попутный нефтяной газ (ПНГ) перерабатывался. Но газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) работали по устаревшей технологии, отбор целевых продуктов (пропан + более тяжелые) был низким (45—50 % от потенциала), так как холодильные циклы применялись только на Миннибаевском ГПЗ и только на нем извлекался этан как сырье для Нижнекамского химкомплекса. В Западной Сибири, как и в Республике Коми, на всех промыслах газ сжигали на факелах. В 1972 году, впервые прилетев в Нижневартовск, я был поражен: хотя была ночь, сверху казалось, что под нами день, — так было светло. Надо сказать, что во многом такая картина объяснялась организационными вопросами. Точнее, последствиями хрущевской совнархозовской безалаберщины, а также экономическими причинами. В 1965 году страна вернулась к управлению народным хозяйством через Госплан и отраслевые министерства. В Министерстве газовой промышленности было организовано Главное управление по переработке газа во главе с известным нефтяником, человеком с государственным мышлением Гавриилом Ивановичем Гореченковым. И он понял, что для решения вопроса рационального использования бесценного дара природы, ценнейшего сырья для газонефтехимии — попутного нефтяного газа — нужно организовать научно-проектный центр, который бы разрабатывал и проводил единую техническую политику в этой области. С его помощью и моей энергией такой институт — ВНИПИГазпереработка — за четыре года был создан.

До начала его работы действовало постановление Совмина СССР об использовании ПНГ, в котором категорически запрещалось начинать добычу нефти на новых промыслах, если они не были обустроены в части использования газа; было несколько приказов по этому вопросу Министерства нефтяной промышленности, которому в 1972 году были переподчинены ГПЗ. Но ничего не менялось. И только когда институт стал на ноги и взял проектирование ГПЗ в свои руки, уровень технологии переработки ПНГ достиг мирового и использование, а затем и переработка ПНГ в 80-х годах прошлого века достигли 80 % против 30 % в начале 70-х годов. При этом отбор С 3+ достиг 80—85 % и выше. Сейчас роль и значение отраслевых исследовательских и проектных институтов в России принижены. Более того, многие из них потеряли свою направленность, вынуждены искать и находить заказчиков и проектировать разноплановые объекты.

Почему так происходит? Во-первых, государство никак не вмешивается в работу частных проектных организаций: ни по стоимости проектных работ, ни по срокам их выполнения, ни по соблюдению нормативной документации. Проектные организации остаются один на один зачастую с не совсем грамотными заказчиками, которые назначают сроки и цены, какие им выгодны и невыполнимы и не покрывают расходов проектных организаций. Таким образом, проектировщики работают себе в убыток. Отсюда низкая оплата труда проектировщиков и, как следствие, уход квалифицированных кадров. Более того, заказчики выставляют зачастую такие требования, которые категорически запрещено № 3 (19) 2013

gazprom.ru

Аналитика

«Газпром» ведет активную работу по повышению уровня полезного использования добываемого попутного нефтяного газа

вносить в проект. Если проектная организация отказывается их выполнять, то договор не состоится. Во-вторых, не способствует работе проектировщиков и тендерная система «розыгрыша» заказа. Это просто узаконивание коррупции в условиях дикого капитализма, а никакая не конкуренция. В-третьих, в части газопереработки мы умеем проектировать только ГПЗ с «классическими» технологическими схемами. Новые технологические процессы, в том числе процесс «газ в жидкость», у нас находятся в пробирочном состоянии. Уже атомщики дают предложения по использованию ПНГ и низконапорного природного газа (ПГ), а воз и ныне с места не сдвинуть. Мы не умеем самостоятельно проектировать заводы по сжижению газа. Да если б и умели, то у нас нет криогенного оборудования для крупнотоннажных производств. Это означает также, что мы не сможем проектировать заводы по производству гелия. А кто же будет снабжать гелием весь мир в 2030 году? В-четвертых, многие заказчики предпочитают обращаться к зарубежным фирмам. Почему? Западные фирмы не только проектируют объект, но и поставляют качественное оборудование, проводят пусконаладочные работы, а многие из них осуществляют и строительство объектов. Западные фирмы гарантируют высокое качество проектирования, а также сдачу проекта и других работ строго в срок. У некоторых заказчиков есть и другие, только им известные причины обращения к западным фирмам.

Что нужно сделать, чтобы поправить положение в проектировании объектов ТЭК? 1. Вернуть Госстрой. 2. Госстрой должен вернуть главенство ГОСТов, СНиПов, РД и других правил, обязательных для всех. Госстрой обязан разработать расценки на проектно-изыскательские работы, а также требования, которым должен соответствовать руководитель проектной организации. Во главе проектной организации должен стоять высококвалифицированный инженер, способный организатор в соответствующей области проектирования. 3. Все проектные организации должны пройти аттестацию в Госстрое и подучить необходимые документы на право деятельности вне зависимости от их принадлежности. Мы можем и должны освоить выпуск качественного оборудования. Ведь в стране работает Ижорский завод, выпускающий высококачественное оборудование для нефтеперерабатывающей продукции. У нас есть машиностроительные заводы «Невский» в Питере, Казани и других городах, которые изготовляют качественные и мощные компрессоры; Волгоградский завод, выпускающий отличные насосы для нефтяников. У нас в стране разработаны и выпускаются отличные сепараторы, теплообменные аппараты, ректификационные колонны, мощные абсорберы и т. д. Поэтому нужно использовать отечественное оборудование*, и нечего валюту из страны вывозить. Ускоренными темпами газовики и нефтяники должны разрабатывать новые технологии добычи и переработки ПНГ и ПГ, чтобы Россия не отстала от всего мира в этой области.

*Подробно о самом оборудовании и его изготовителях написано в книге Берлина М. А., Гореченкова В. Г., Капралова В. П. «Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов», Краснодар, 2012. 44

350038, Краснодар, ул. Головатого, 585, тел./факс (861) 274-62-33 127254, Москва, ул. Руставели, д. 14, кор. 6, офис 9, тел./факс (495) 641-22-42 (доп. 117) e-mail: contact@cons-m.ru www.cons-m.ru № 3 (19) 2013

Персона

Андрей Смаль: «Мечтаю слетать на Камчатку»

АНДРЕЙ СМАЛЬ: «мечтаю слетать на камчатку» Несмотря на то что Андрей Сма ль, нача льник г еофизической пар тии инж енерно - г еолог ического отде ла ЗАО « НИПИ « ИнжГ ео », родилс я в Бе лоруссии, себя он на зывает краснод арцем. Именно с Краснод аром связана больша я час ть его ж изни, и именно здесь он связа л с удьбу с г еофизикой. По признанию Андрея, выбор этот бы л спонтанным, но спус тя годы он ничу ть о нем не ж а лее т.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— А кем в ы м еч та л и с та т ь в д етс тве? Как большинство мальчиков — космонавтом?

После его окончания принял решение вслед за старшей сестрой заняться геофизикой. Родители одобрили мой выбор, потому что считали эту специальность весьма перспективной. Они оказались правы, да и я ничуть не жалею, что выбрал именно эту профессию.

— Честно говоря, никогда даже мысли такой не было. В детстве очень нравилась природа, наверное, поэтому хотел быть лесником. Прабабушка научила меня читать достаточно рано, годика в четыре. И в детском саду, помимо сказок, я читал более серьезные книги, в частности про жизнь зверей и природу — СетонТомпсона. Правда, в грамоте, которую мне дали после окончания детского сада, воспитатели ошиблись и написали: «…и пусть сбудется твоя мечта стать лесничим». — На кого из героев книг хотелось походить в юности?

— Такого конкретного я и не припомню. Но если он и был, то, скорее всего, его надо искать среди персонажей любимых мной тогда Джека Лондона, Майн Рида, Александра Дюма или О’Генри. Вот если бы Акунин начал писать лет на двадцать раньше, то наверняка его Фандорин был бы в первом ряду тех, на кого я хотел бы походить в юности, да и сейчас тоже. — Главных героев всех ваших любимых авторов объединяет непреодолимая тяга к приключениям. Это повлияло на выбор профессии?

— Возможно, это и сыграло свою роль на подсознательном уровне. Но что касается осознанного выбора, даже в одиннадцатом классе я еще не знал, кем стану. Единственно, в девятом классе решил, что будущая профессия будет связана с точными науками. Поэтому перешел учиться в физико-математический лицей при университете.

— Как вы попали в «ИнжГео»?

— На пятом курсе, за четыре-пять месяцев до сдачи диплома, я собрал контакты организаций, где мог бы

в девятом к лассе решил, что будущ ая профессия будет связана с точными наук ами. Поэтому переше л у чи т ьс я в физико-м ат ем ат ическ ий лицей при университе те.

работать, и пошел трудоустраиваться. Где-то меня «отфутболили» еще на проходной, где-то пообещали перезвонить, если будет вакансия. А здесь ко мне как-то сразу отнеслись по-дружески. Помню, «ИнжГео» тогда переехал на Селезнева, и весь коридор офисного здания был уставлен коробками и мебелью. В геофизической партии меня очень тепло приняли. Пригласили зайти, сразу начали вводить в курс дела. Вот таким образом я с марта 2002 года начал работать в компании. На третий день после успешной сдачи диплома, вместо того чтобы поехать на море, как остальные выпускники, № 3 (19) 2013

Персона я по заданию «ИнжГео» отправился… в Хабаровск. Мои однокурсники нежились на солнышке и ели шашлыки на побережье, а меня в это время поедала мошкара. Но я ничуть не жалею о том времени. За годы командировок я объездил не только всю европейскую часть страны, но и Восточную Сибирь и Дальний Восток. Много работали вдоль Байкало-Амурской магистрали. Места там необжитые. Поселки в сотнях километрах друг от друга стоят, а кругом бездорожье. В общем, романтики хоть отбавляй. — И долго длился этот, скажем так, георомантический период?

— Шесть лет. Сейчас этот промежуток времени уже не кажется таким продолжительным, но тогда было ощущение, что я всю жизнь провожу в командировках. Самым тяжелым было не преодоление постоянных бытовых неудобств, а регулярное расставание с родными и друзьями. Но не стоит думать, что я был «счастливым» исключением. В то время у нас практически все регулярно выезжали в командировки. Очень запомнилась командировка в Восточную Сибирь в 2006 году. Вертолетом нашу бригаду из восьми человек забрасывали на болота, расположенные в двухстах километрах от ближайшего населенного пункта. С нами полторы тонны оборудования, запас еды, воды и палатки. Недели по две мы были практически отрезаны от цивилизации. До нас могли добраться только вертолеты. Да и то не всегда. — Самую большую опасность для вашей бригады представляли местные хищники?

— Нет, они нас беспокоили не слишком сильно. Самым опасным врагом для нас тогда были лесные пожары. По верхам деревьев, да при попутном ветре, скорость распространения огня очень велика. От такого пожара убежать практически невозможно. Не раз недалеко от нашего лагеря горела тайга, приходилось по очереди дежурить по ночам. Но самое неприятное воспоминание от тех поездок у меня, да и у всех, кто там побывал, связано с ко-

Самое тяже лое — это созд ать такие условия, в которых очень разные по темперамент у и харак теру люди могли бы слаженно и сплоченно работать.

мариным жужжанием. Оно не стихало ни на секунду и после двухнедельного пребывания на болоте вызывало настоящий нервный тик. Правда, со временем мозг просто перестает реагировать на этот звук, но поначалу было тяжело к нему привыкнуть. — После такого экстрима трудно было привыкнуть к достаточно однообразной офисной работе?

— Полтора-два года было действительно тяжело. Когда меня назначили руководителем геофизической партии, на смену постоянным разъездам пришла 48

офисная деятельность, во время которой самое большое путешествие за весь рабочий день ты совершаешь до ближайшей столовой в обеденный перерыв. Но постепенно я привык к размеренному ритму жизни и работы и теперь чувствую себя весьма комфортно. — Что самое сложное в работе руководителя?

— Самое тяжелое — это создать такие условия, в которых очень разные по темпераменту и характеру люди могли бы слаженно и сплоченно работать. Чтобы этого добиться, приходится улаживать конфликты или споры, иногда возникающие при решении отдельных задач. В таких ситуациях нужно учитывать массу психологических нюансов, особенно в общении с прекрасной половиной нашего коллектива. — Какие качества вы больше всего цените в коллегах?

— Трудолюбие, умение работать в команде и находить общий язык с товарищами. На мой взгляд, это необходимые условия успешной деятельности в любом коллективе. И здесь нет особой разницы, работает ли человек в таежных болотах или в благоустроенном офисе. — В свое время вы много поездили по стране. Где, по-вашему, красивее всего?

— Чтобы увидеть самые красивые места, по-моему, не надо ехать в Сибирь или на Дальний Восток. Мне больше всего нравится природа центральной части России, например Ярославской или Вологодской области. Там просто замечательные леса, реки, озера. Когда наша компания занималась прокладкой балтийской трубопроводной системы, я часто ездил туда в командировки. Тем не менее до сих пор с удовольствием привожу в эти края всю семью. — Неужели за те шесть лет, что вы провели в командировках, у вас еще осталось желание путешествовать?

— После окончания, так сказать, командировочного этапа моей трудовой биографии я несколько лет почти безвылазно просидел в Краснодаре. А потом опять «поманили неведомые дали». Несмотря на то что я в свое время исколесил пол-России, еще остались места, где хотелось бы побывать. Например, очень хочу съездить на Алтай, где в 2011 году наша организация реализовывала большой проект. За это время туда успели съездить почти все мои подчиненные, а мне так и не довелось: надо было координировать работу не только на этом объекте, но и на проектах, которые мы тогда осуществляли в Краснодарском крае и на Дальнем Востоке. Помимо Алтая хотел бы еще побывать на Байкале. Два раза проезжал мимо и видел озеро лишь издалека, да и то зимой. Мечтаю слетать на Камчатку. В последние несколько лет, если можно так сказать, пристрастился к поездкам за границу. Это даже стало одним из моих хобби. — А какие есть еще?

— Вместе с тягой к путешествиям, возникло желание запечатлеть увиденные красоты. Купил полупро-

Андрей Смаль: «Мечтаю слетать на Камчатку»

фессиональную зеркалку, и теперь одна-две тысячи кадров за поездку — наш туристический минимум. Из более ранних увлечений у меня осталась нумизматика. В детстве сначала собирал марки, а потом переключился на монеты. Не скажу, что делаю это очень уж профессионально или систематически, но зато с азартом. Есть в моей коллекции и весьма достойные внимания экземпляры. — Какая монета для вас ценнее всего?

— На тридцатилетие близкий друг подарил серебряную монету, посвященную Калмыкии. Она очень мне дорога, ведь первую производственную практику я провел именно там. Месяц жили в вагончике и работали среди камышей, по пояс в каспийской воде. Это, пожалуй, одно из наиболее ярких воспоминаний, связанных со студенческими годами. — Мужской план-минимум, связанный с деревом, домом и ребенком, уже выполнен?

— Дерево не посадил, и это меня периодически гложет. Правда, мой тесть в честь рождения внуков

Несмотря на то что я в свое время исколесил пол-России, еще оста лись места, где хоте лось бы побыват ь. Например, очень хочу съездит ь на А лтай... посадил у себя на участке несколько деревьев, но, видимо, для успокоения моей совести этого недостаточно. Что касается дома, пока мы с женой чувствуем себя более комфортно в городской квартире. Может, лет через семь созреем и для дома. Детей у меня двое — мальчик и девочка. — Хотели бы вы, чтобы они связали свою судьбу с геофизикой?

— Я хочу, чтобы их выбор будущей профессии, прежде всего, был именно их выбором. Моя задача как отца — дать им хорошее образование. А кем они в итоге захотят стать после школы — это их личное дело. № 3 (19) 2013

Промо

ГРЯДЕТ ЛИ В ТЭК БУМ 3D И ИНФОРМАЦИОННОГО МОДЕ ЛИРОВАНИЯ? Ожидается ли в ближайшее время рост спроса на 3D-моделирование и создание информационных моделей? Где будут точки этого роста: в проектировании, строительстве или эксплуатации? Эти и другие вопросы обсудили руководители проектных и IT-подразделений и управляющих организаций холдингов российского топливно-энергетического комплекса.

Сегодня информатизация производства в различных областях экономики — не просто фактор конкурентного преимущества отдельных предприятий на рынке, но и обязательное условие выживания целых хозяйственных отраслей, особенно включенных в систему глобальных рынков. Таковым, безусловно, является и российский сектор ТЭК. Именно поэтому одной из самых обсуждаемых тем является развитие и применение на российских предприятиях ТЭК новейших информационных технологий, таких как 3D-моделирование, имитационное моделирование, системы управления жизненным циклом объекта, геоинформационные системы и так далее. 50

Многие представители отрасли отдают себе отчет в том, что применение информационных моделей (ИМ) эффективно на всех стадиях жизненного цикла объектов. «Главная задача — это отслеживание объекта на всем протяжении жизненного цикла, и без информационной модели здесь не обойтись. Информационная модель, конечно, не заменит человека, но будет хорошим, действенным инструментом снижения издержек, повышения безопасности, накопления информации о работе объекта, для того чтобы его реконструировать, модернизировать, повышать производительность», — считает Наталья Андреева, вицепрезидент ЗАО «ГК «РусГазИнжиниринг». «Именно сквозное применение информационно-технологических решений — от предпроектной стадии до ликвидации/

Грядет ли в т эк бум 3d и информационного моделирования?

консервации — должно приниматься основными двумя фигурантами жизненного цикла — службами эксплуатации и проектирования», — вторит ей директор департамента нефти и газа компании «НЕОЛАНТ» Шалбус Карибов. Однако примеров сквозного применения информационных моделей в промышленном и гражданском строительстве сегодня в России практически нет. Участники дискуссии отметили ряд трудностей для реализации этой идеи. «Такая схема хороша для монокомпаний, когда владелец структуры понимает, что нужно вначале инвестировать в создание и оптимизацию ИМ, и тогда в конце у него будет глобальная экономия, — утверждает Денис Мариненков, заместитель генерального директора по информационнокомпьютерным технологиям ООО «ТюменНИИгипрогаз». — В сложившейся практике, когда за каждый этап жизнедеятельности объекта отвечают отдельные организации, структуры или департаменты, не связанные между собой общими идеями и ресурсами, это работать не будет. Проектирующим и эксплуатирующим организациям нужны разные вещи от информационной модели. Например, то, что нужно для проекта и авторского надзора на этапе строительства, абсолютно не нужно эксплуатирующим организациям, надзорным органам. Эксплуатантам же необходима информация, которую проектанты не хотят закладывать вначале. И получается, что я как проектировщик должен сам какие-то деньги вначале вложить в информационную модель, но для чего это мне — непонятно». О проблеме столкновения интересов высказался и начальник управления Проектно-конструкторского филиала концерна «Росэнергоатом» Игорь Шемплинер. «Возникает некоторое противоречие между проектировщиками и эксплуатирующими организациями. При эксплуатации нам интересна не модель «как спроектировано», а модель «как построено» — необходимо знать, какое оборудование было закуплено для осуществления ремонтов, модернизации. Но вот когда заниматься созданием этой модели? Явно не на этапе эксплуатации. То есть проблема в том, что если мы не начнем с этапа проектирования, мы эту модель никогда уже не получим на этапе эксплуатации — уже поздно будет», — подчеркнул он. Какие существуют варианты выхода из этой ситуации? «Наш опыт показывает, что информационные модели могут создаваться и на этапе эксплуатации. Они нужны не только на проектируемых, но и на многих уже работающих предприятиях. Достаточно создать 3D-модель объекта, привязать к ней нужную при его эксплуатации информацию, настроить визуализацию, аналитические панели — все, что необходимо для удобной работы, — и получается прикладная модель, решающая те или иные эксплуатационные задачи заказчика. Работы такого плана сегодня востребованны, в частности, в атомной отрасли», — такой путь предложила Елена Конвисар, директор департамента маркетинга «НЕОЛАНТ». Другой подход озвучил сам Игорь Шемплинер: «Сегодня уже активно обсуждается вопрос создания проектного подразделения внутри нашей эксплуатирующей организации». По поводу бума информационного моделирования высказался Владимир Колдомасов, представитель Департамента проектных работ ОАО «Газпром»: «На мой взгляд, бума не будет. Почему? Потому что трехмерное моделирование уже активно применяется, и в большинстве проектных организаций оно есть. Вторая проблема заключается в том, что эксплуатация очень жестко контролируется различными регулирующими

Информационная модель, конечно, не заменит человека, но будет хорошим, действенным инструментом снижения издержек, повышения безопасности, накопления информации о работе объекта, для того чтобы его реконструировать, модернизировать, повышать производительность.

органами, все технологии, все бизнес-процессы жестко прописаны, и вводить какие-то новые достаточно тяжело. Это, опять же, вопрос затрат. Надо будет понести на стадии проектирования большие затраты, причем мы понимаем, что в эксплуатации этой информационной моделью, скорее всего, № 3 (19) 2013

Промо

Это новая идеология, и участники рынка ТЭК пока не возлагают на нее больших надежд. Но сегодня любому предприятию ТЭК важно наблюдать за процессом становления информационного моделирования, чтобы успеть вовремя воспользоваться этой технологией для развития бизнеса.

просто не смогут пользоваться, потому что там банально нет профессионалов, нет соответствующей службы». Итог дискуссии подвел представитель госкорпорации «Росатом» Андрей Короид: «Идея информационного мо52

делирования сегодня пускает корни на рынке — это факт. Возможен ли бум, трудно сказать. Полагаю, по мере роста технологий будет использоваться все больше и больше информационных моделей. А вот какие есть тренды, которые могут спровоцировать их использование? На мой взгляд, первое — это то, что называется управлением жизненным циклом. До этого мы обсуждали только техническую сторону передачи моделей с этапа на этап, но жизненный цикл имеет еще и финансово-экономическую составляющую. Она становится актуальной, когда модель бизнеса «продал и забыл» меняется на такую модель, при которой мы оказываем сервисные услуги. В госкорпорации «Росатом» эта модель стала востребованной в связи с выходом на международный рынок. Например, проект по строительству АЭС «Аккую» в Турции «Росатом» реализует по модели BOO (build-ownoperate, строй-владей-эксплуатируй). Это означает, что госкорпорация принимает на себя обязательства по проектированию, строительству, обслуживанию, эксплуатации и выводу из эксплуатации станции. Здесь механизмы PLM включаются в полный рост, т. е. проектантам, конструкторам нужны данные по надежности и отказам оборудования и так далее. Выгоду при этом могут получить как те, кто предоставляет сервис, так и те, кто этим сервисом пользуется. К примеру, проектирование стоит чуть дороже, зато обеспечивает меньшее количество отказов. Если будет взрывной рост у этого типа бизнеса, значит, будет рост спроса на информационные модели. Другой тренд, который может вызвать рост количества создаваемых моделей, — это цифровая печать, принтеры, которые печатают готовые изделия, детали. Много изделий в машиностроении печатается на принтере, и это дешевле. Здесь может быть некий рост использования 3D-моделей». Как показала дискуссия, мнения по поводу развития рынка 3D и информационного моделирования существуют самые разные. Это новая идеология, и участники рынка ТЭК пока не возлагают на нее больших надежд. Но сегодня любому предприятию ТЭК важно наблюдать за процессом становления информационного моделирования, чтобы успеть вовремя воспользоваться этой технологией для развития бизнеса.

№ 3 (19) 2013

Персона

Илья Смоляный: «Работать стало интереснее»

ИЛЬЯ СМОЛЯНЫЙ: «РАБОТАТЬ СТАЛО ИНТЕРЕСНЕЕ» Ру ководите ль г ру ппы технолог ического отде ла ЗАО « НИПИ « Ин ж Г ео » И лья Смоляный родилс я в семье инженеров. Именно это, полагает он, повлия ло на него в выборе профессии. И лья на дее тс я, что его дочк а Татьяна так ж е продол ж ит семейну ю тра дицию и с тане т ин ж енером: к ак папа, мама, бабу шк а и де ду шк а.

Б ес е до в а л

Ф ото г раф

Алиев С. Т.

Тарасова Ю. В.

— Илья, когда вы поняли, кем хотите стать?

— Наверное, это Галина Семеновна Кунина, заведующая кафедрой. Она держала нас в строгости и привила нам подобную манеру общения. А в целом у нас были очень неплохие преподаватели.

— Любовь к точным инженерным дисциплинам начала проявляться уже в школе. Предметы вроде истории и обществознания меня не вдохновляли: ну не гуманитарий я по сути! А самым нелюбимым было рисование. Никак не мог понять, почему за один рисунок ставят «пять», а за другой — двойку. Ведь не существует объективных критериев, все держится на субъективных оценках. И это меня раздражало. С точными науками все было проще: либо ты правильно решил задачу, либо нет. Видимо, из-за этого объективного подхода в оценке результатов мне и понравилась математика, а позднее — алгебра. Уже в старших классах я точно знал, что поступлю в краснодарский политех и стану инженером. — Чем вас привлекла нефтегазовая сфера?

— Набранные на тестировании баллы позволяли мне поступить на любой факультет КубГТУ. И я подал документы сразу на три: автодорожный — по совету родителей, «информационные технологии» — по веянию тогдашней моды и нефтегазовый — по наитию. В итоге выбрал именно его и начал постигать специальность «проектирование магистральных трубопроводов». Тогда она только появилась в нашем университете и была весьма экзотичной. — Был в политехе человек, который научил не только своему предмету, но и преподал какой-то жизненный урок?

— Карьера в «ИнжГео» началась уже после окончания вуза?

Поработав в «ИнжГео», я понял, что в политехе нас учили совсем не тому, что было необходимо на практике. Поэтому многое пришлось постигать уже на ходу — На четвертом курсе всем студентам нужно было найти предприятие, где можно было бы пройти практику. В нескольких организациях меня согласились взять в качестве практиканта, но на последующее трудоустройство рассчитывать не приходилось. Единственной компанией, в которой мне пообещали помочь в решении этого вопроса, оказался «ИнжГео». Вот так начиная с четвертого курса я параллельно с учебой работал здесь техником на полставки. А после получения диплома меня повысили до инженера третьей категории. Кстати, поработав в «ИнжГео», я понял, что в политехе нас учили совсем не тому, что было необходимо на практике. Поэтому многое пришлось постигать уже на ходу. № 3 (19) 2013

Персона

Мне важна не скорость выполнения работы, хотя иногд а и она бывае т необход има . Главное — чтобы было допущено минимальное количество ошибок.

— Вы легко поладили с новыми коллегами?

Когда я попал в отдел, здесь работало около тридцати человек. Атмосфера в нашей группе была дружелюбной, большую часть коллектива составляли молодые специалисты. И я быстро влился в их ряды. — Чем конкретно занимается ваш отдел?

— Мы проектируем трубопроводы для перекачки нефти и газа. Впрочем, мы не замкнуты на решении только этих задач. Для других отделов компании, которые занимаются прокладкой водопроводных или канализационных трубопроводов, мы ино56

гда помогаем делать расчеты наиболее сложных участков, а также проектируем сеть газоснабжения. В большинстве проектов, реализуемых ЗАО «НИПИ «ИнжГео», наш отдел входит в число ведущих. Начиная работать в институте, я не видел всей картины и не мог оценить масштабы работы отдела и ту ответственность, которая лежит на нас. Если мы выберем не ту «дорогу», то головной боли прибавится у наших коллег. — Не так давно вас назначили руководителем группы. Каково было из исполнителя стать руководителем?

— Раньше, если в расчетах выявлялась допущенная мною ошибка, всегда можно было успокоить совесть мыслью, что дальше ее начальство не пропустит. Оно же умное и опытное. А теперь я — то самое «умное и опытное начальство», которое должно выявлять ошибки подчиненных. И получать за них по полной программе, если ошибки пройдут дальше. Ответственности однозначно прибавилось, но стало и интереснее работать. Во время проверки

Илья Смоляный: «Работать стало интереснее»

чертежей сотрудников у меня даже какой-то азарт появляется. Оказалось, что у других искать ошибки гораздо интереснее, чем у себя. Но не стоит думать, что я вредный такой — просто хочется, чтобы все было сделано хорошо. Когда нахожу ошибку, не ставлю целью добить укорами того, кто ее допустил. Нет. Главное для меня — найти причину, по которой мог возникнуть тот или иной просчет. Может, надо где-то помочь советом или перераспределить работу между сотрудниками. Можно сказать, что теперь, помимо основной специальности, я на «боевом опыте» постигаю азы работы менеджера. — Какие профессиональные качества вы хотите видеть у коллег или подчиненных?

— Внимательность. Мне важна не скорость выполнения работы, хотя иногда и она бывает необходима. Главное — чтобы было допущено минимальное количество ошибок. Пусть человек работает медленнее, но чище. Иногда даже приходится немного тормозить особо ретивых сотрудников, чтобы скорость их работы не сказывалась на качестве чертежей. — Иногда вместе с многолетним опытом работы теряется и интерес к ней. Вы избежали этого?

— Назначению на должность руководителя группы заставило взглянуть на работу с другого ракурса. Я понял, что требования должны соответствовать темпераменту и характеру работников. Нужно давать такие задания, выполняя которые, каж дый сможет проявить максимум способностей. Только так, по-моему, можно вырастить профессионала. Сейчас говорю это и понимаю, что рассуждаю как тертый калач. А ведь всего несколько лет назад сам был совсем зеленым. Недавно заметил, что более опытные коллеги стали воспринимать меня как серьезного специалиста. Даже иногда советуются со мной. Это одновременно и приятно, и накладывает дополнительную ответственность: к моему мнению прислушиваются, и, значит, нельзя подвести старших товарищей. — Какими проектами из вашей практики вы гордитесь больше всего?

— Таких немало. Из последних можно выделить трубопровод Тихорецк — Туапсе — 2, особенно участок магистрали, который мы прокладывали по сейсмоопасному участку. При реализации этого проекта было необходимо разработать специальные решения учета положения опор, чтобы в случае их смещения это сразу отражалось в системе телемеханики. Это было очень интересно и очень сложно. Протяженность участка — всего около километра, а времени и усилий на проектирование было затрачено в десятки раз больше обычного. У нас на юге не часто приходится применять такие расчеты. Это более характерно для работы над трубопроводами, проходящими по вечной мерзлоте, где более подвижный грунт. — Вам часто приходится ездить в командировки?

— Не так часто, как работникам других отделов, но немного нашу большую страну я посмотрел. Был в Сургуте, Нефтеюганске. Но в основном были командировки по Югу России. Несколько месяцев провел в Нижнем Новгороде. Он мне очень понравился: и город красивый, и не так холодно, как в Сибири. А вообще, мне нравятся командировки. И природу можно посмотреть, и познакомиться с новыми людьми. — Илья, давайте отвлечемся от работы. Расскажите, пожалуйста, чем вы занимаетесь в свободное время?

— Я с удовольствием читаю: даже специально купил для этого коммуникатор с большим экраном. Что касается литературных предпочтений, люблю фантастику и фэнтези — книги, которые не «грузят», а, наоборот, позволяют расслабиться и отдохнуть. Люблю играть в компьютерные игры, а в реальной жизни регулярно играю в волейбол. Из совместных с женой хобби можно выделить наше общее увлечение фотографией, особенно во время совместных поездок. Раньше мы регулярно куда-нибудь выезжали, но несколько месяцев назад у нас родилась дочка, и теперь, видимо, придется некоторое время обойтись без долгих вояжей. — Какая из поездок больше всего запомнилась?

— Как ни банально это может прозвучать, но глубокие впечатления остались после посещения США. С удивлением обнаружил там очень небольшое количество пешеходов. В некоторых небольших городках вообще нет тротуаров. Американцы ездят на машинах даже в магазины, расположенные в нескольких кварталах. Еще очень запомнилось путешествие по Армении. Знакомые скептически отнеслись к этой идее и говорили, что там нам будет скучно. Но вышло наоборот.

Нужно давать такие задания, выполняя которые, к а ж дый сможе т проявит ь максимум способностей. Только так, по-моему, можно вырастить профессиона ла. В Армении очень дружелюбный и гостеприимный народ, вкусная еда, красивая природа и интересные памятники архитектуры. Причем по нашим меркам цены в магазинах и ресторанах более чем скромные. Я всем советую побывать у наших кавказских соседей — получите массу положительных эмоций и красочных фотографий в семейный фотоальбом. А вообще, мне и дома не бывает скучно с любимой женой. У нас с ней всегда найдется общая тема для разговора, ведь она по специальности тоже инженер-проектировщик. Если и дочка пойдет по нашим стопам, то у нас оформится инженерная династия.

№ 3 (19) 2013

pogprom.ru

Экология и промышленная безопасность

ПРИМЕНЕНИЕ ТОНКОРАСПЫЛЕННОЙ ВОДЫ И ЕЕ РАСТВОРОВ ДЛЯ ТУШЕНИЯ ПОЖАРОВ НА ОБЪЕКТАХ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» Проведен ана литический обзор работ по ра зработке и применению оборудования д ля полу чения тонкораспыленной воды и ее рас творов д ля це лей пож арот у шения. Приве дены понятия тонкораспы ленной воды, ее преимущес тва пере д друг ими ог нет ушащими сре дс твами. Пок а зана возмож нос ть применения ТРВ и ее рас творов д ля т у шения пож аров на об ъек та х ОАО « АК «Т ра нснефт ь ». Рассмот рены пр об лемы применени я тонкораспы ленны х вод ны х рас т вор ов д л я т у шени я пож а р ов нефт и и нефтепроду к тов и пу ти их решения. К лючевые с лова: пож арот ушение, тонкораспыленна я вод а, автоматические и модульные ус тановки пож арот ушения тонкораспыленной водой, водные ог нет ушите ли тонкораспыленной воды, проблемы применения тонкораспыленной воды д ля т ушения пож аров и пу ти их решения ( УДК 614.843:844.2).

Применение тонкораспыленной воды и ее растворов для тушения пожаров на объектах оао «ак «транснефть»

Шевченко П. М. гл а в н ы й с п ец и а л и с т отд е л а и н ж ен ер н ы х с и с т ем, e-m a il: s h e vc h en ko. p m@in j g eo. ru

USING AQUAFOG AND ITS SOLUTIONS TO EXTINGUISH FIRE AT OAO «AK TRANSNEF T» FACILITIES

История применения тонкораспыленной воды с целью тушения пожаров

Shevchenko P. M. Chief specialist, engineering systems, «InjGeo-Moscow» branch e-mail: shevchenko. pm@injgeo. ru

ф и л и а л « И н ж Г ео-М о с к в а ».

Понятие «тонкораспыленная вода» (ТРВ) появилось относительно недавно. Ранее для определения водяных струй для тушения пожаров основными понятиями являлись «компактная струя» и «распыленная струя». В середине прошлого века, до появления воздушно-механической пены, значительное внимание уделялось изучению использования распыленной воды для тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах [1—5]. Для этих целей применялись оросители, образующие распыленную воду при различных давлениях и расходных характеристиках. В зависимости от оросителей получались струи с различной дисперсностью распыла, в том числе и струи тонкораспыленной воды по принятым в настоящее время классификациям в нашей и зарубежных странах. Зарубежные и российские стандарты расходятся в том, что считать тонкораспыленной водой. Так, согласно NFPA750, поток воды можно считать тонкораспыленным, если 99 % капель от всего объема воды имеют размер менее 1000 мкм. В некоторых зарубежных стандартах устанавливается порог в 90 %. Согласно отечественной классификации [6], вода будет считаться тонкораспыленной, если среднеарифметический размер капель не более 150 мкм. При этом надо помнить, что раньше этот показатель равнялся 100 мкм и различие в статистических методах оценки дисперсного состава воды еще не означает, что у нас более высокие требования к параметрам ТРВ. Результаты испытаний по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах показали, что при определенных значениях дисперсности и интенсивности подачи распыленной воды тушение достигается. Однако преимущество воздушно-механической пены не вызывало сомнений и дальнейшие исследования по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов распыленной водой были прекращены. После внедрения в качестве огнетушащих веществ на основе фреонов, имеющих высокую огнетушащую эффективность, казалось, вопрос о применении тонкораспыленной воды окончательно решен не в ее пользу. Тем не менее усиление экологических требований к огнетушащим веществам, значительно ограничивших применение фреонов, а также появление пленкообразующих фтористых пенообразователей заставило вернуться к вопросам более эффективного использования воды, в том числе и в тонкораспыленном виде. В статье президента ассоциации спринклерной противопожарной индустрии В. П. Пахомова «Приме-

Analytical survey of works was carried out to develop and apply the equipment for aquafog and its solutions for fire-fighting. Designation of aquafog, its advantages over other fire extinguishing agents is outlined. Possibility to use aquafog and its solutions is demonstrated for fire-fighting at OAO «AK TRANSNEFT» facilities. Using aquafog solutions issues were investigated for extinguish oil and petroleum products fires. Keywords: fire fighting, aquafog, automatic and modular aquafog fire-fighting units, aquafog fire extinguishes, problems of using aquafog to extinguish fires and tentative solutions.

нение АУПТ тонкораспыленной воды» [7] подробно рассмотрены вопросы механизмов тушения пожаров тонкораспыленной водой и ее преимущества перед другими огнетушащими средствами. На основании анализа проведенных исследований по определению огнетушащих характеристик автор статьи делает выводы: А) эффективное применение систем пожаротушения на основе ТРВ возможно на объектах: - помещения различного назначения на судах, в том числе машинные отделения, каюты, коридоры; - квартиры и мезонины; - жилые дома на одну или две семьи; - дома престарелых; - детские сады, ясли; - школы и вузы; - отели, пансионаты, санатории; - госпитали и больницы; - промышленное кухонное оборудование; - общежития. Как видно, это в основном жилые помещения, где пожарная нагрузка невелика, а помещения имеют относительно небольшие размеры и незначительную высоту потолков. Б) использование тонкораспыленной воды для защиты помещений с большой пожарной нагрузкой и высокими потолками (магазины и гипермаркеты, которые в наше время больше похожи на склады) может оказаться неэффективным при тушении пожара. № 3 (19) 2013

Экология и промышленная безопасность В) использование оросителей ТРВ для противопожарной защиты складов, особенно высотных, можно считать крайне рискованным делом. Учитывая, что рассмотрению подлежали только дренчерные и спринклерные автоматические установки пожаротушения тонкораспыленной водой, проведенный анализ будем считать недостаточным для того, чтобы делать выводы о применении ТРВ для тушения пожаров. Более подробно данные вопросы о применении ТРВ для тушения пожаров рассмотрены в статье «Состояние и перспективы разработок изделий для тушения пожаров тонкораспыленной водой» [8], авторы Мешалкин Е. А. и Шевченко П. М. В работе дан расширенный анализ применения ТРВ. Рассмотрены варианты использования ТРВ в модульных установках пожаротушения, водных и воздушно-эмульсионных огнетушителях и передвижной пожарной технике. Показана возможность применения ТРВ для тушения пожаров легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ), а также электрооборудования, находящегося под напряжением до 1000 В. Для этого применялись модульные установки ТРВ и водные огнетушители. Чтобы достичь таких результатов, в воду примешивалось определенное количество пленкообразующего пенообразователя на фтористой основе. В этот же период появились работы [9] и [10] о концепции противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром», в которых рекомендовано применение дренчерных АУПТ, использующих распыленную воду с добавками фторсодержащего пленкообразующего пенообразователя.

Классификация тонкораспыленной воды Преимуществ ТРВ перед распыленной много, но главным является ее более высокая эффективность, которая характеризуется интенсивностью ее подачи для АУПТ или удельным расходом для модульных установок и огнетушителей. Отдельно рассматривается эффективность стволов ТРВ. В зависимости от классов и масштабов пожаров эффективность стволов ТРВ может иметь как положительное, так и отрицательное значение. И здесь возникают вопросы: насколько эффективна тонкораспыленная вода? Каковы нормативные показатели ее применения? Хотим мы этого или нет, но главным для заказчика и проектировщика становятся именно ответы на поставленные вопросы. Чтобы разобраться во всем, необходимо классифицировать ТРВ по составу; способам получения; дисперсности; формам струй и способам тушения, применению. Классифицировав тонкораспыленную воду, можно переходить к выбору оборудования для ее получения и подачи. Классификация ТРВ по применению: - для тушения пожаров; - для локализации пожаров. 60

Классификация по составу: - вода из различных источников (водопроводная вода и вода из искусственных и естественных водоемов); - вода с добавками. Классификация по способам получения: - жидкостные; - газожидкостные. Классификация по дисперсности: - согласно NFPA750 (поток воды можно считать тонкораспыленным, если 99 % капель от всего объема воды имеют размер менее 1000 мкм); - согласно отечественной классификации (вода будет считаться тонкораспыленной, если среднеарифметический размер капель не более 150 мкм). Классификация по форме струи: - вертикальная (конусная струя, цилиндрическая струя); - горизонтальная (плоская струя, конусная струя). Классификация по способам тушения: - объемно-поверхностный; - поверхностный; - объемный. Возможно, предложенная классификация покажется слишком громоздкой, но без учета всех включенных в классификацию особенностей ТРВ невозможно правильное ее применение для ликвидации пожаров. При этом под ликвидацией пожаров следует понимать как тушение, так и локализацию пожаров.

Особенности применения ТРВ и ее растворов для тушения пожаров на объектах ОАО «АК «Транснефть» Прежде чем рассматривать применение ТРВ для тушения пожаров на объектах ОАО «АК «Транснефть», рассмотрим характеристики объектов, подлежащих защите автоматическими и стационарными установками пожаротушения, модульными установками и первичными средствами пожаротушения. В состав магистральных трубопроводов входят: - трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола; - установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов; - линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; - противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов; - емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска

Применение тонкораспыленной воды и ее растворов для тушения пожаров на объектах оао «ак «транснефть»

нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов; - здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; - постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов; - головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки; - пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; - указатели и предупредительные знаки. Для перечисленных объектов характерно наличие в обороте нефти и нефтепродуктов, которые и представляют основную пожарную нагрузку. То есть в случае аварий, проливов и воспламенения нефти и нефтепродуктов основная задача — не допустить распространения пожара и ликвидировать его в максимально короткие сроки. Требования по обеспечению пожарной безопасности объектов ОАО «АК «Транснефть» разрабатываются в соответствии с Федеральными законами: Федеральный закон от 21 декабря 1994 г. № 69-ФЗ «О пожарной безопасности»; Федеральный закон от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании»; Федеральный закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (далее по тексту — Технический регламент); Федеральный закон от 10 июля 2012 г. № 117-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон от 22 июля № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности». Кроме законов, подлежащих обязательному исполнению, учитываются требования нормативных документов по пожарной безопасности: национальные стандарты, своды правил, а также иные документы, содержащие требования пожарной безопасности, применение которых на добровольной основе обеспечивает соблюдение требований федеральных законов. В ОАО «АК «Транснефть» к нормативным документам по пожарной безопасности относятся регламенты, рекомендации, технические условия, ведомственные нормы технологического проектирования, содержащие требования пожарной безопасности, правила пожарной безопасности на объектах магистральных нефтепроводов и правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. Нормативные документы по пожарной безопасности устанавливают перечень объектов, подлежащих оснащению автоматическими установками пожарной сигнализации и (или) пожаротушения и автоматическим установкам сдерживания пожара. Наиболее пожароопасными из объектов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, несомненно, являются головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции, резервуарные парки. Именно на этих объектах находятся здания и сооружения, подлежащие защите автоматическими установками пожаротушения.

На остальных объектах магистральных нефтепроводов для ликвидации пожаров предусматривается применять передвижную пожарную технику и первичные средства пожаротушения. Наиболее пожароопасные помещения подлежат защите модульными установками пожаротушения. Основным огнетушащим веществом для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов признана воздушно-механическая пена низкой кратности на основе фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей и воздушно-механическая пена средней и высокой кратности. До настоящего времени тонкораспыленная вода для этих целей не применялась. Зададимся вопросом: «Почему? Есть ли в этом резон?» Для правильного ответа рассмотрим плюсы и минусы ТРВ при тушении пожаров нефти и нефтепродуктов. Основной плюс ТРВ при тушении твердых горючих материалов по сравнению с другими огнетушащими веществами — высокая огнетушащая эффективность и экологическая чистота. В данном случае о высокой эффективности речи не идет, так как потушить пожар нефти или нефтепродукта чистой ТРВ возможно только с очень высокой интенсивностью ее подачи. Проведенные в середине прошлого века опыты во ВНИИПО МВД СССР по тушению нефтепродуктов показали, что для ликвидации пожаров горючих жидкостей в резервуарах (нефть, дизельное топливо) интенсивность подачи тонкораспыленной воды должна быть не менее 0,25 л/с м2, а легковоспламеняющихся жидкостей — не менее 0,5 л/с м2. Однако опыты с водными и воздушно-эмульсионными огнетушителями показали, что добавка к воде 1 % в водных и более 1 % в воздушно-эмульсионных огнетушителях фторсодержащего пленкообразующего пенообразователя позволяет за секунды ликвидировать модельные очаги пожаров нефти и нефтепродуктов с эффективностью, превосходящей таковую при использовании других огнетушащих веществ. Казалось бы, применяй этот способ для АУПТ, и нет проблем.

Наиболее пожароопасными из объектов являются головные и промежуточные перекачивающие и на ливные насосные станции, резервуарные парки Но переходим к минусам ТРВ: - разнообразие оросителей; - разнообразие способов получения ТРВ; - разная дисперсность; - отсутствие единых рекомендаций по применению ТРВ. Все, что связано с изготовлением изделий для получения ТРВ и применения ее для целей пожаротушения, определяется только производителем, который самостоятельно проектирует, производит, разрабатывает ТУ, сертифицирует, регламентирует область применения. Методика огневых испытаний № 3 (19) 2013

Экология и промышленная безопасность разработана только для модульных установок пожаротушения тонкораспыленной водой [12] (ГОСТ Р 532888 2009). В результате совершенно разные по характеристикам изделия рекомендуются для тушения одних и тех же групп помещений (производств и технологических процессов) по степени опасности развития пожара в зависимости от их функционального назначения и пожарной нагрузки сгораемых материалов. Все это вызывает недоверие у заказчиков и мешает внедрению ТРВ. В последние годы разработка оборудования для тушения пожаров ТРВ практически не проводилась. Одной из причин такого положения явился экономический кризис 2008 г., из-за которого были приостановлены исследования, проводимые фирмами, предоставляющими услуги в области обеспечения пожарной безопасности. Рассмотрим более конкретно тушение нефти и нефтепродуктов. Возможны варианты: пожары в ограждениях и на открытом пространстве. Пожары в ограждениях. Характеризуются быстрым ростом температуры в объеме помещения, нагревом оборудования до высоких температур, сильным задымлением. Пожар может распространиться на всю площадь помещения или на площадь, ограниченную ограждениями в виде пандусов или бортиков. Такие пожары характерны для насосных, складов для хранения нефтепродуктов в таре, емкостей для хранения и разгазирования конденсата, пунктов подогрева нефти и нефтепродуктов и других производственных помещений. Для пожаров подобного типа могут применяться АУПТ, модульные установки, передвижные и переносные огнетушители тонкораспыленной воды. Возможно локальное пожаротушение. Пожары на открытых пространствах характеризуются большими конвективными потоками и большой за-

В после дние годы разработк а оборудования д л я т у ше ни я пож а р ов ТРВ пра к т иче ск и не проводилась. Одна из причин — экономический кризис 2008 г. висимостью от внешних климатических условий. К ним относятся пожары резервуарных парков, склады нефти или нефтепродуктов в таре и емкости для хранения и разгазирования конденсата, находящиеся под навесом или при открытом хранении, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов. Такие пожары целесообразно тушить водой с добавками фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей стволами тонкораспыленной воды, установленных стационарно или от передвижной пожарной техники. Небольшие пожары можно 62

тушить передвижными и переносными водными огнетушителями ТРВ класса В. Казалось бы, все просто. Для небольших помещений эффективное тушение достигается при применении для получения ТРВ как оборудования высокого, так и низкого давления. Подача ТРВ в объем помещения приводит к образованию газопаровоздушной среды, в которой горение практически невозможно. А незначительное горение легко ликвидируется образующейся пленкой. И здесь не имеет значения, какой установкой осуществляется подача ТРВ. К сожалению, совсем по-другому происходит тушение нефти и нефтепродуктов в больших помещениях, имеющих высоту более 5 м. Образующиеся конвективные потоки настолько сильны, что преодолеть их напор могут только струи ТРВ, производимые оборудованием высокого давления, что сводит на нет эффективность ТРВ. На это ссылаются противники ТРВ. Но это не так на самом деле. Возможно ли применение ТРВ низкого давления? Ответ положительный. Для этого необходимо применение локальных способов тушения пожаров с ограничением растекания нефти и нефтепродуктов путем устройства пандусов или порожков. Принцип локального тушения пожаров ТРВ идентичен локальному способу тушения пожаров углекислотой и имеет ряд преимуществ: - отсутствие сосудов под высоким давлением; - дешевизна; - экологическая чистота; - способность ТРВ к резкому снижению температуры и осаждению дыма, что позволяет людям находиться в помещении, где произошел пожар, а также предотвращает распространение пожара экранированием тепловых потоков; - исключение возможности повторного воспламенения от разогретых поверхностей. Для доставки ТРВ к очагу пожара предлагается применять робототехнику, позволяющую своевременно обнаружить очаг пожара и доставить к нему ТРВ. Таким образом, можно сделать вывод: ТРВ — не миф, а реальность не только для тушения твердых горючих материалов, но и нефти и нефтепродуктов.

Оборудование ТРВ для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов Наибольшее распространение в настоящее время в России нашли модульные установки и огнетушители ТРВ. АУПТ ТРВ применяются в основном высокого давления. Также находят применение дренчерные и спринклерные АУПТ ТРВ низкого давления. Оборудование для получения ТРВ первоначально в России завозилось из-за рубежа. Первыми нашли применение стволы ТРВ, а затем появились и оросители. Также из-за рубежа были завезены и первые огнетушители ТРВ (воздушно-эмульсионные). Затем началось производство отечественного оборудования ТРВ. Сначала появились модульные установки пожаротушения ТРВ высокого давления и воздушно-эмульсионные огнетушители. Немногим позже

Применение тонкораспыленной воды и ее растворов для тушения пожаров на объектах оао «ак «транснефть»

начались разработки оросителей ТРВ как высокого, так и низкого давления. Первые разработки, как и положено, начались во ВНИИПО. Но результаты так и не появились. А первое оборудование начали производить частные фирмы, зачастую возглавляемые бывшими сотрудниками ВНИИПО. В настоящее время таких фирм десятки. Большинство фирм изготавливают модульные установки пожаротушения ТРВ, и лишь единицы — оросители и водные огнетушители. К сожалению, производство оборудования ТРВ для них не является основным, а зачастую носит временный характер, по мере поступления заказов. В этом и кроется разгадка ограниченного применения тонкораспыленной воды для тушения пожаров в России, в отличие от развитых зарубежных стран. Производитель ждет заказа и лишь затем приступает к разработке оборудования. А должно быть наоборот: производитель разрабатывает оборудование ТРВ, превосходящее по эффективности аналогичное оборудование с применением других огнетушащих средств, и предлагает его заказчику. Как отмечалось выше, для объектов «Транснефти» и «Роснефти», для ликвидации небольших проливов нефти и нефтепродуктов, можно применить передвижные и переносные водные огнетушители, предназначенные для тушения пожаров класса В. Для ликвидации более крупных пожаров нефти и нефтепродуктов необходимо проектировать автоматические и стационарные установки пожаротушения ТРВ на основе дренчерных, спринклерных, центробежных, щелевых и комбинированных оросителей, а также стволов тонкораспыленной воды. Важнейшей особенностью ТРВ на данном этапе является отсутствие научных исследований по ее применению в системах автоматического и стационарного пожаротушения, то, что крайне необходимо для проектирования указанных систем. Фирмы, предлагающие заказчикам данные системы, как правило, включают в их стоимость проведение исследований, что резко удорожает затраты относительного других систем и служит причиной отказа от их применения. Большим недостатком ТРВ можно считать отсутствие единых нормативных значений интенсивности ее подачи на пожаротушение. Интенсивность подачи ТРВ на тушение пожаров нефти и нефтепродуктов зависит от многих факторов. К наиболее значимым можно отнести следующие факторы: - вид пожара (открытый или в ограждениях); - дисперсность распыла; - геометрические размеры помещения; - механизмы и способы тушения пожара; - вид оборудования для подачи ТРВ. За исходную величину интенсивности следует принять интенсивность подачи ТРВ, определяемую в соответствии с ГОСТ Р 532888 2009 на модельных очагах. Нормативную же интенсивность рассчитывать с помощью коэффициентов, определяемых эмпирическим путем для каждого фактора. Возможно ли провести такую работу для всего разнообразия оборудования ТРВ? Ответ отрицательный. Каков же выход? Выход видится в заинтересованности крупнейших компаний по добыче, транспортировке и переработке нефти и нефтепродуктов в проведении анализа име-

ющихся разработок и результатов исследований по тушению нефти и нефтепродуктов автоматическими и стационарными системами ТРВ, отборе наиболее соответствующего оборудования и — совместно с производителями отобранного оборудования — проведении испытания и разработке единых нормативных документов по их проектированию, монтажу и эксплуатации с привлечением специалистов в этой области пожаротушения. Тем более что компании содержат в своем составе НИИ, в штате которых имеются подразделения пожарной безопасности, способные решать такие задачи. Перспективным видится создание в ближайшем будущем ассоциации производителей и потребителей ТРВ, которая займется решением вопросов применения ТРВ для целей пожаротушения.

Список использованных источников и литературы 1. Исследование механизма тушения горения нефтепродуктов распыленной водой (руководитель работы Блинов В. И.), инв. № 719, ВНИИПО, 1958 г. 2. Блинов В. И., Худяков Г. Н. Диффузионное горение жидкости. Изд. АН СССР, 1961 г. 3. Иванов Е. Н. Расчет интенсивности орошения. Информационный сборник: «Пожарная профилактика и пожаротушение» № 1, Москва, стройиздат, 1964, с. 52—59. 4. Rasbash D. J. The Extinction of Tires by Water Sprays “Fire Rezearch Absracts and Reviews”, v. 4 N 1 and 2 1962, pp 28-53. 5. Rasbash D. J. Heath Trancfer between sprays and Flams of Freely Burning Fires. Proceedings of the Symposium of the Interaction between Fluides and Portiebs London 20-22, 1962, pp 217—223. 6. СП 5. 13130. 2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования». 7. Пахомов В. П. Применение АУПТ тонкораспыленной воды. Центр информационных технологий «ОРБИТА-СОЮЗ». 8. Мешалкин Е. А., Шевченко П. М. Состояние и перспективы разработок изделий для тушения пожаров тонкораспыленной водой. Журнал-каталог «Пожарная автоматика», 2008. 9. Тагиев Р. М. Концепция обеспечения пожарной безопасности объектов ОАО «Газпром». Журнал-каталог «Пожарная автоматика», 2008. 10. Павленко А. В. Концепция противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром». Журнал «Средства спасения. Противопожарная защита». — Изд. дом ВДПО, 2009. 11. Баженов М. Н. Особенности противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром». Журнал «Средства спасения. Противопожарная защита». — Изд. дом ВДПО, 2009. 12. ГОСТ Р 532888 2009 Установки водяного и пенного пожаротушения автоматические. Модульные установки пожаротушения тонкораспыленной водой автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний. № 3 (19) 2013

Экология и промышленная безопасность

К ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДАТЧИКОВ АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ ПРИ РЕГИСТРАЦИИ ПОВРЕЖДЕНИЙ В КОНСТРУКЦИЯХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ Одной из ва ж ных проб лем эколог ической безопаснос ти являе тс я мониторинг нефтепроводов. Мониторинг сос тояния нефте добывающей сис темы ( нефтепроводы, распре де лите льные с танции, насосные и т. д.) проводится комплексом регистрирующей аппарат уры, в том чис ле регис трации ак ус тической эмиссии. Рассматриваетс я за д ача на хож дения минима льной с уммы расс тояний до д атчик а акус тической эмиссии от k ис точников сиг на ла. Пос троена вычис лите льна я прог рамма на языке Паск а ль. К лючевые с лова: минимизация с уммы расстояний до д атчик а акустической эмиссии от k источников сигна ла, мониторинг нефтепровод а, зарож дение дефектов на вершине трещины ( УДК 621.791: 539.172).

Местников В. А.

Соловьева А. Я.

асс и с т ен т к аф е д р ы м а ш и н о в е д ен и я а в то до р ож н о г о

с та р ш и й п р еп о д а в ат е л ь к аф е д р ы м а р к е т и н га АГИИК

фа к ул ьт е та СВФУ

e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Введение Одной из важных проблем экологической безопасности является мониторинг нефтепроводов. Мониторинг состояния нефтедобывающей системы (нефтепроводы, распределительные станции, насосные и т. д.) проводится комплексом регистрирующей аппаратуры. Обычно это комплекс тензодатчиков, датчиков акустической эмиссии, барометрические измерения, расходомеры и другая аппаратура такого же источника информации. Одним из эффективных методов является регистрация сигналов акустической эмиссии. Она связана с ростом 64

трещин в системах нефтедобывающей промышленности. Рост трещин связан с концентраторами напряжений в деформируемом упругом теле. Это различного рода концентраторы напряжений, которые являются источниками зарождения начальных микротрещин, переходящих в быстроразвивающиеся магистральные трещины. Например, сварные швы нефтегазопроводов, узлы машин и механизмов нефтедобывающей промышленности, работающие в условиях переменных напряжений, часто превышающих предел прочности на вершине микротрещины, и т. д. [1—4]. Для повышения эффективности диагностики очень важными являются места расположения датчиков

акустической эмиссии (АЭ). Их положение должно быть наименьшим от вероятностных мест зарождения дефектов. Поэтому необходимо решить задачу быстрейшего реагирования датчика АЭ от нескольких источников сигнала. Цель данной работы — найти сумму наименьших расстояний от k источников дефектов до датчика АЭ и реализовать ее в вычислительную программу нахождения точки, сумма расстояний от которой до k точек на плоскости минимальна.

Постановка задачи Пусть на плоскости дано k точек. Найти точку, сумма расстояний от которой до этих точек минимальна.

Решение Данный поиск соответствует задаче Ферма — Торричелли — Штейнера. Пусть на плоскости даны три точки А, В, С, не лежащие на одной прямой. Для какой точки Т плоскости сумма расстояний АТ+ВТ+СТ наименьшая? Выстроим отрезки АТ, ВТ и СТ в ломаную линию. Теперь применим поворот. Повернем плоскость на 60º вокруг точки А, при этом точка С перейдет в некоторую точку D, а точка Т — в точку N. Треугольник AND равен треугольнику АТС, поскольку переходит в него при повороте на 60º, значит, ТС=ND. Треугольник AND — равносторонний, так как АТ=АN и угол ТАN=60º, значит, TC=ND. Треугольник AND — равносторонний, так как АТ=АN и угол ТАN=60º, поэтому ТА=TN. Итак, сумма АТ+ВТ+СТ равна длине ломаной BTND, а значит, она не меньше длины отрезка BD (см. приложение 5). Равенство достигается, когда точки В, Т, N и D лежат на одной прямой (в указанном порядке), т. е. сумма углов ВТА и АТN равна 180º . Следовательно, угол ВТА равен 120º. А сумма углов AND и АNТ равна 180º. Значит, угол AND равен 120º, поэтому угол ATC равен 120º. Таким образом, лучи ТА, ТВ, ТС образуют два угла в 120º, поэтому и третий угол между ними равен 120º. Точка Т, из которой все стороны треугольника видны под углами 120°, имеет несколько названий. Иногда ее называют точкой Ферма, иногда — точкой Торричелли, иногда точкой Штейнера. Это еще одна замечательная точка треугольника наряду с центром тяжести, ортоцентром, центрами вписанной и описанной окружностей. Правда, в отличие от четырех замечательных точек, точка Торричелли существует не у каждого треугольника. 1. Если у треугольника есть точка Торричелли, то она является единственной точкой минимума суммы расстояний до вершин треугольника. 2. Треугольник имеет точку Торричелли тогда и только тогда, когда все углы меньше 120°. Если один из углов больше или равен 120° (например, угол А), то в какой точке сумма расстояний будет минимальна? Ответ: в вершине этого угла. Пусть угол А ≥120°, а М — произвольная точка плоскости. Если М не лежит внутри угла А, то один из углов МАС или МАВ — тупой (пусть это угол МАС), а это значит, МС >

INCREASING EFFECTIVENESS OF ACOUSTING EMISSION TRANSMITTERS IN REVEALING DAMAGES IN OIL/GAS PIPELINE STRUCTURES

Mestnikov V. А. Assistant of machine study chair, Motor road dept, SVFU e-mail: yansemenov@mail.ru Solovieva А. Y. Senior lecturer, marketing chair, AGIIK e-mail: yansemenov@mail.ru

One of the most important issue of environmental safety is petroleum product monitoring. Oil upstream system monitoring (oil pipelines, distribution stations, pump stations, etc.) is performed by complex of recording instruments, including that to register acoustic emission. The task to find out minimum sum of distances to acoustic emission transmitter from signal source is investigated. Pascal computation software is built up. Keywords: minimizing sum of distances to acoustic emission transmitter from signal source, oil pipeline monitoring, originating defects on crack top.

АС, с другой стороны, по неравенству треугольника, МА + МВ > АВ, поэтому МА + МВ + МС > АВ + АС. Если же М лежит внутри угла А, то вновь повернем плоскость на 60° и получим, что треугольник ВАD лежит внутри четырехугольника BMND, поэтому периметр треугольника меньше периметра четырехугольника. Следовательно,

АВ+АС=АВ+АD<ВМ+MN+ND = =BM+AM+CM . Теорема Торричелли — Ферма — Штейнера Если все углы треугольника меньше 120°, то точкой минимума суммы расстояний до его вершин является точка Торричелли. Если же один из его углов больше или равен 120°, то такой точкой является вершина этого угла. Тогда следует найти минимальную сумму расстояний до k точек. Представим себе, что точки x1,...,xk нарисованы на плоскости. Просверлим в этих точках дырки, через которые пропустим веревки. К каждой веревке подвесим груз массой один килограмм, а сверху свяжем веревки в один № 3 (19) 2013

Экология и промышленная безопасность узел. Отпустим все грузы. Система через некоторое время придет в положение равновесия. Считая веревки невесомыми и пренебрегая трением, определим это положение. С одной стороны, оно соответствует минимуму потенциальной энергии, а это значит, что сумма расстояний от узла до k данных точек минимальна. В самом деле, выбрав уровень стола за нулевой уровень, получим, что потенциальная энергия каждого груза равна mghi (она будет отрицательна), где hi — длина i-й веревки под столом. Поэтому минимальная потенциальная энергия системы соответствует положению, когда сумма длин всех веревок под плоскостью — наименьшая (поскольку сумма длин всех веревок постоянна). Итак, в положении равновесия сумма расстояний от узла x до k данных точек минимальна. Если при этом узел застрял в одной из дырок xi, то минимум суммы расстояний достигается именно в точке xi. Если же это не так, то сумма сил, действующих на узел со стороны веревок, равна нулю. Все силы натяжения веревок равны по модулю, так как все грузики имеют равные массы. Следовательно, сумма равных по длине векторов, направленных из точки x к точкам x1,...,xk, равна нулю, откуда и следует ответ. В частности, при k=3 получаем точку Торричелли.

Решение данной задачи при k=3 и k=4 Обозначим через x1,…,xk данные точки, а через x — произвольную точку плоскости. Пусть также fi(x)=Ix-xiI для i=1,…,k. Нужно найти точку x, для которой сумма f i(x)+…+f k(x) будет наименьшей. Производная функции f i(x) является единичным вектором, сонаправленным вектору x-xi. Если x — точка минимума, то либо сумма таких векторов равна нулю, либо одна из функций fi не имеет производной в точке x, а это значит, что x совпадает с точкой xi. Отсюда следует, что точка минимума суммы расстояний либо совпадает с одной из данных точек, либо характеризуется следующим свойством: сумма k векторов единичной длины, направленных из этой точки к данным k точкам, равна нулю. При k=3 получаем точку Торричелли либо одну из вершин треугольника (как мы знаем, вершину с углом ≥120°), при k=4 точку пересечения диагоналей четырехугольника, если четырехугольник выпуклый, а если невыпуклый, то его вершину, лежащую внутри треугольника с вершинами в трех оставшихся точках. Структура программы нахождения координат точки на плоскости, сумма расстояний от которой до k точек минимальна, на языке «Pascal»: const NN=100; var x,y:array[1..20]of real; I,n,j,t,p:integer; min,q,aa,bb,s,a,b,maxx,minx,maxy,miny,r1,r2:real; procedure minmin; begin minx:=aa-r1; maxx:=aa+r1; miny:=bb-r2; maxy:=bb+r2; r1:=(maxx-minx)/NN; r2:=(maxy-miny)/NN; 66

a:=minx; b:=miny; min:=maxint; for i:=1 to NN do begin for j:=1 to NN do begin s:=0; for t:=1 to n do begin q:=sqrt(sqr(x[t]-a)+sqr(y[t]-b)); s:=s+q; end; if s<min then begin min:=s; aa:=a;bb:=b; end; a:=a+r1; end; a:=minx; b:=b+r2; end; end; begin assign(input,’input.txt’);reset(input); assign(output,’output.txt’);rewrite(output); readln(n); maxx:=-maxint; maxy:=-maxint; minx:=maxint; miny:=maxint; for i:=1 to n do begin read(x[i],y[i]); if x[i]>maxx then maxx:=x[i]; if x[i]<minx then minx:=x[i]; if y[i]>maxy then maxy:=y[i]; if y[i]<miny then miny:=y[i]; end; r1:=(maxx-minx)/NN; r2:=(maxy-miny)/NN; a:=minx; b:=miny; min:=maxint; for i:=1 to NN do begin for j:=1 to NN do begin s:=0; for t:=1 to n do begin q:=sqrt(sqr(x[t]-a)+sqr(y[t]-b)); s:=s+q; end; if s<min then begin min:=s;aa:=a;bb:=b; end; a:=a+r1; end; a:=minx; b:=b+r2; end; for p:=1 to 5 do begin minmin; end; writeln(aa:0:3,’ ‘,bb:0:3); close(output);end. Программа для построения односвязного графа: uses graph; var gd,gm,i,n:integer;

x,y:array[1..20] of real; x1,y1:real; begin gd:=detect; initgraph(gd,gm,'c:\bp\bgi'); assign(input,'input.txt'); reset(input); readln(n); for i:=1 to n do begin read(x[i],y[i]); putpixel(round(x[i]*2)+200,480-(round(y[i]*2)+200),15); end; close(input); assign(input,'output.txt'); reset(input); readln(x1,y1); for i:=1 to n do line(round(x[i]*2)+200,480-(round(y[i]*2)+200),round (x1*2)+200,480-(round(y1*2)+200)); setcolor(5); lin e (r o un d (0 * 2)+2 0 0, 4 8 0 - (r o un d (-10 0 * 2)+2 0 0), round(0*2)+200,480-(round(100*2)+200)); line(round(100*2)+200,480-(round(0*2)+200),round(100*2)+200,480(round(0*2)+200)); readln; end. Входные данные 5 (количество точек на плоскости) 0 0 (координаты точек) 0 40 30 20

40 100 40 -50 Выходные данные 21.794 20.045 (координаты точки минимума расстояний). Таким образом, математическая часть проблемы повышения эффективности акустико-эмиссионной диагностики вполне определима. Следующим шагом является — для более эффективной диагностики — необходимость построить физико-механическую модель роста трещины с ее предельной длиной, раскрытием и напряжениями на ее вершине.

Список использованных источников и литературы 1. Ободан Н. И., Железко И. П., Прокопало Е. Ф. О влиянии неоднородностей напряженного состояния на процесс разрушения // Проблемы прочности — 1992, № 2. — С. 67—71. 2. Котречко С. А., Мешков Ю. Я., Меттус Г. С. Влияние поля напряжений на механическое состояние и закономерности разрушения поликристаллических материалов // Мех. и физ. Разрушения хрупких материалов / АН УССР Ин-т материаловедения. — Киев, 1990. — С. 46—49. 3. Бернштейн М. Л. Прочность стали. — М.: Металлургия, 1974. — 200 с. 4. Броек Д. Основы механики разрушения. — М.: Высш. школ., 1980. — 368 с.

«Квалифицированная первичная переработка нефтяного и природного углеводородного газа» Авторы: Берлин М.А; Гореченков В.Г; Капралов В.П. В книге освещены теоретические основы процессов переработки нефтяных и природных углеводородных газов; основные технологические процессы переработки; их технологические схемы, оборудование и аппаратурное оформление; расчеты процессов, оборудования и аппаратов; сырьевая база газопереработки; направления развития. Книга предназначена для инженеров-эксплуатационников и проектировщиков ГПЗ, может быть полезна студентам старших курсов химических и нефтяных вузов при курсовом и дипломном проектировании. Запросы направлять на имя Берлина Марка Абрамовича по адресу: 350038 г. Краснодар, ул. Головатого,585 ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Тел.: + 7(861) 279-23-40, 279-23-09 E-mail: berlin.ma@injgeo.ru

№ 3 (19) 2013

Диагностика трубопроводов

ОПРЕ ДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОС ТИ ПРОВЕДЕНИЯ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРЕДРАСПОЛОЖЕННЫХ К СТРЕСС-КОРРОЗИИ В с татье пре д лож ен под ход к на значению времени до очере дного прове дения вну тритрубной диаг нос тики линейной час ти маг ис тра льных га з опр ов одов ( в том чис ле мног они точны х сис т ем ), у чи т ыв а ющ ий с у щес т вова ние пот енци а льно оп асных у ч ас т ков ( ПОУ ) по призн а к у пре драсполож еннос ти к возникновению и ра звитию с тресс- коррозии. К лючевые с лова: га зопровод, стресс-коррозия, КРН, диаг нос тик а га зопроводов ( УДК 622.691.4:620.193).

Пужайло А. Ф.

Спиридович Е. А.

г енера льный директор ОАО « Гипрога зцентр »

к. т. н., с. н. с., советник г енера льного директора

e-m a il: in f o@g g c.n n ov.ru

ОАО « Г ипрога зцентр » e-mail: info@ggc.nnov.ru

тресс-коррозия (коррозионное растрескивание под напряжением, КРН) металла труб магистральных трубопроводов является трудно прогнозируемым и опасным явлением, напрямую снижающим надежность функционирования газотранспортной системы (ГТС). В начале 1990-х годов география распространения КРН ограничивалась северными участками ГТС [1, 2], в конце 1990-х годов отказы по причине КРН фиксировались на участках системы в центральных регионах страны [1—3], а в начале 2000-х годов КРН появилось и в южных регионах газотранспортной системы [3—5]. Сегодня установлено, что стресс-коррозионные дефекты зарождаются и развиваются на магистральных газопроводах, проложенных в зоне распространения многолетнемерзлых пород, что ранее считалось невозможным. Поражение трубопроводов КРН расширило границы своего распространения не только в географическом, но и в технологическом плане: стресс-коррозионные дефекты обнаруживаются на газопроводах-перемычках, подключающих газопроводах-шлейфах компрессорных станций, а также на магистральных нефтепроводах большого диаметра [4—6]. Общепризнанным фактом является существование потенциально опасных участков трубопроводных систем, по ряду причин предрасположенных к возникновению стресс-коррозионных

дефектов. Вместе с тем непредсказуемый характер возникновения и развития дефектов данного типа делает крайне актуальными вопросы назначения периодичности и определения порядка реализации мероприятий по диагностированию магистральных газопроводов. Периодичность проведения дефектоскопического обследования линейной части магистральных газопроводов определяется в соответствии с [7]. Время tком, лет, по истечении которого необходимо проводить следующее комплексное диагностирование технического состояния участка магистрального газопровода, определяется следующим образом: (1)

t ком = –

ln (0,9) λл • lу

где λ л — локальная интенсивность аварий на обследуемом участке, аварий/1000 км • год; lу — длина обследуемого участка, тыс. км. Интенсивность аварий на обследуемом участке в общем случае определяется как

(2)

λ=

N ly • t

DETERMINING THE FREQUENCY OF IN-LINE INSPECTION OF THE LINEAR PART OF THE GAS PIPELINE PREDISPOSED TO STRESSCORROSION

где N — общее число аварий на обследуемом участке; t — время наблюдения, годы. Для участков магистральных газопроводов, содержащих ПОУ, в большей степени достоверно отражает реальную картину аварийности оценка интенсивности аварий, произведенная с учетом количества аварийных разрушений по причине КРН и протяженности ПОУ: (3)

λ=

Spiridovich E. A. Candidate of technical sciences, senior research assistant, «JSC "GIPROGAZCENTER», Advisor of General Director e-mail: info@ggc.nnov.ru

The paper proposes an approach to the appointment of the time until the next in-line inspection of the linear part of the gas pipeline (including multi-line systems), which takes to account the existence of potentially dangerous sections on the basis of the predisposition to the occurrence and development of stress-corrosion.

N K PH l П ОУ • t

где NКРН — число аварий на обследуемом участке по причине КРН; lПОУ — длина ПОУ на обследуемом участке, тыс. км. Реализация мероприятий по устранению факторов, провоцирующих возникновение и развитие стресс-коррозии, исключает участки из реестра ПОУ, однако история наблюдений при этом остается негативной, интенсивность аварий, определяемая при обычном подходе, на таких участках в течение долгого времени остается высокой. В данном случае необходимо вносить корректировки в порядок определения интенсивности аварий на обследуемом участке, выделяя долю аварий, приходящуюся на стресскоррозионные дефекты: (4)

Puzhaylo A. F. JSC «Giprogazcenter», General Director e-mail: info@ggc.nnov.ru

N – N K PH ly • t

Вопрос назначения времени диагностирования участков магистральных газопроводов, не имеющих за период эксплуатации аварийных разрушений, также раскрыт не в полной мере. Отсутствие аварийных разрушений на участках в случае использования стандартной формулы обращает интенсивность аварий λ в ноль, из-за чего формула для определения времени до очередного диагностирования становится неприменимой. Назначение для таких случаев интенсивности аварий λср = 0,2 аварий/1000 км • год не является в полной мере корректным по ряду причин: - данный показатель нуждается в регулярном пересмотре из-за изменения определяющих его переменных: увеличения общей длины Единой системы газоснабжения (ЕСГ) с вводом новых систем, снижения уровня аварийности по причине повышения надежности отдельных участков в результате проведения текущих и капитальных ремонтов; - значение не учитывает такой особенности обследуемых участков, как наличие или отсутствие ПОУ на них, а соответственно, не рассматриваются случаи проведения работ по устранению факторов, провоцирующих КРН на ПОУ.

Keywords: gas pipelines, stress-corrosion, SCC, diagnostics of pipelines.

Для участков, не имеющих аварийных разрушений за весь период наблюдения при наличии ПОУ, предлагается принимать следующую интенсивность аварийных разрушений: (5)

λ=

N ЕС Г l ЕС Г • tα

где NЕСГ — число аварий на газопроводах ЕСГ за актуальный период наблюдения ta лет; lЕСГ — длина ЕСГ, тыс. км. Для участков, не имеющих аварийных разрушений за весь период наблюдения, при наличии ПОУ с реализацией мероприятий по устранению факторов, провоцирующих КРН, предлагается принимать следующую интенсивность аварийных разрушений: (6)

λ=

N ЕС Г – N ЕС Г– К РН l ЕС Г • t α

где N ЕСГ-КРН — число аварий по причине КРН на газопроводах ЕСГ за актуальный период наблюдения ta лет. № 3 (19) 2013

Диагностика трубопроводов

рисунок 1.

Алгоритм определения времени до проведения очередного диагностирования участка

Выбор участка диагностирования

Нет

Да

На участке имелись аварийные нарушения

Анализ причин разрушений Нет

Нет Наличие на участке ПОУ

Наличие на участке ПОУ Да Нет

Да

Устранение факторов КРН Да

λ=

N l ЕС Г • t α

λ=

N – N К РН l ЕС Г • t α

λ=

N ly • t

λ=

N K PH l П ОУ • t

λ=

N – N K PH ly • t

Расчет времени до следующего диагностиования t ком согласно [7]

t ко м = – ln(0,9) • 10 0 0/ λ•l y

Таким образом, разработан алгоритм определения времени до проведения очередного диагностирования участка (рисунок 1), учитывающий существование ПОУ с возможностью устранения факторов, провоцирующих КРН, существование участков магистральных газопроводов, не имеющих аварийной истории, динамическое изменение показателей, формирующих среднюю аварийность для ЕСГ. Реализация предлагаемого алгоритма позволит не только повысить надежность газотранспортных систем, подверженных КРН, но и оптимизировать затраты на проведение диагностических мероприятий. Интенсивность аварий на участках, определяемая по предлагаемому порядку, может быть использована и для ранжирования участков при определении порядка проведения диагностических мероприятий на протяженных и многониточных газотранспортных системах.

Список использованных источников и литературы 1. Сергеева, Т. К. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом / Т. К. Сергеева, Е. П. Турковская, Н. П. Михайлов и др. — М.: ИРЦ Газпром, 1997. — 99 с. 70

2. Яковлев, А. Я. Стресс-коррозия на магистральных газопроводах / А. Я. Яковлев, В. Н. Воронин, С. Г. Алейников и др. – Киров: ОАО Кировская областная типография, 2009. — 320 с. 3. Салюков, В. В. Коррозионное растрескивание труб под напряжением — основная причина аварий магистральных газопроводов. / В. В. Салюков, В. В. Ремизов, Ф. Г. Тухбатуллин и др. // Научно-технический сборник «Ремонт трубопроводов». — М.: ИРЦ Газпром. — 2011, № 4. — С. 2—11. 4. Соловей, В. О. Оценка работоспособности газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением: дис. … канд. техн. наук: 25.00.19: защищена 22.12.2010 / Соловей Валерий Олегович. — М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. — 201 с. 5. Харионовский, В. В. Стресс-коррозия магистральных газопроводов: методы, объемы, эффективность диагностирования / В. В. Харионовский // Газовая промышленность. — 2005, № 7. — С. 14—18. 6. Castro I. Finding And Mitigating SCC On An Oil Pipeline In Mexico / I. Castro, L. S. Graciano // Pipeline & Gas Journal. — 2010. — Vol. 237. — № 10. 7. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов. — Введен 28.08.2007. — М.: ИРЦ Газпром, 2007. — 91 с.

«ГеоИнжиниринг» — профессиональный научно-технический журнал, предназначенный для специалистов, работающих в сфере топливно-энергетического комплекса

Издание ставит перед собой целью всемерно содействовать развитию отечественной науки, модернизации предприятий нефтяной и газовой отраслей, трубопроводного транспорта, энергетики, внедрению инноваций и новых технологий, а также современных материалов и оборудования. Публикации рассчитаны и на ученых, ведущих перспективные разработки в профильных областях, и на практиков, руководителей предприятий и организаций, стремящихся к повышению эффективности их работы. Журнал делается командой профессионалов, его публикации отличает глубина и научный подход, информационная насыщенность и аналитика. Редакция приглашает к сотрудничеству авторов, ученых и специалистов, готовых предложить свои статьи для опубликования и, конечно, рекламодателей — предприятия, работающие как в топливно-энергетическом комплексе, так и в других секторах экономики. «ГеоИнжиниринг» открыт для мнений и предложений читателей и деловых партнеров. Мы делаем этот журнал для вас.

По вопросам размещения рекламы, подписки и размещения научно-технических статей просим вас обращаться: Издательская группа «МАГАЛА»: тел. +7 988 954-07-08; 1.inna.magala@gmail.com ЗАО «НИПИ «ИнжГео»: тел. +7 (861) 279-24-10; Drozdetskaya.OA@injgeo.ru № 3 (19) 2013

Добыча нефти и газа

СХЕМА ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ РАСТВОРЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ГИДРАТНОЙ ЭМУЛЬСИИ В ВОДАХ ЧЕРНОГО МОРЯ Черное море являе тс я результатом тек тонической де яте льнос ти к а к пр о в а л ч ас т и ли то сф ер о й п ли т ы н а гл у б ин у пр иб лизи т е ль н о 2 к м. Вс ле дс твие этого прибре ж ные полосы относите льно у зкие ( у берега Р оссии поря дк а 15 км, у т у рецкого берега — 25 км ), д а лее и де т резкое углубление. Подводные кру тые ск лоны имеют выходы от сероводородных и метановых за ле ж ей, пос ле дних либо меньше, либо час ть метана выходит н а поверхнос ть. Одн а ко ч ас ть ме та н а фиксиру е тс я в толще вод. Работа посвящена опис анию возмож нос тей добычи га зов из вод Черного моря ( пре дс тавлена сис тема ус тройс тв д ля этого и оценены параме тры ре ж има д ля нее ), оценк а параме тров производитс я по математической моде ли. К л ю ч ев ы е с л о в а: г и д рат ы м е та н а, до б ыч а п р и р о д н ы х га з о в, м о р с к и е п л а в у ч и е п л атф о р м ы ( УДК 539.2+548.562).

Бунякин А. В.

Калашникова А. А.

к. ф.-м. н., до ц ен т, к аф е д ра ОН Г П, К у б Г ТУ

м а г и с т ра н т, к аф е д ра ОН Г П, К у б Г ТУ

e-m a il: a l e x.b u n ya kin@m a il.ru

e-m a il: k a l a n n@m a il.ru

ыходящие из пористых пластовых пород газы могут не только растворяться в толще вод или всплывать на поверхность, но и по причине связи их с водой фиксироваться при переходе в гидратное состояние. Представим пузырек, вплывающий вверх под действием архимедовой силы, дробящийся на части ввиду неустойчивости при обтекании его границы, образованной поверхностным натяжением. Начиная с некоторого момента размер пузырька станет порядка нескольких десятков микрон, радиус станет настолько мал, что силы поверхностного натяжения уже не позволят разорвать его на части. Учтем, что условия на глубинах порядка 300 м, где температура достигает величин порядка 10 °С и ниже, таковы, что начинают образовываться кристаллогидраты. Эмпирическое условие гидратообразования Гаммершмидта [1] на глубине около 300 м в Черном море, где абсолютная температура около 283 К, давление около 3 МПа:

P 0 0, 26 8 T 0 – 273,16 ≤ 20,68 ( 10 6 ) – 17,76 оказывается выполненным. 72

Таким образом, начинает работать уже не эффект поверхностного натяжения, а газовый пузырек заключается в гидратную оболочку, состоящую из нескольких сотен слоев (каркасных ячеек) кристаллогидратов. Более детально с этим можно ознакомиться, например, в статье [2], посвященной лабораторным опытам по моделированию этого явления. Учитывая, что молекулярное сцепление кристаллогидратных каркасов с окружающей водой достаточно сильное, пузырек как бы «вмораживается» в воду, и гипотеза сплошности (на которой основан эффект архимедовой силы) перестает работать. Можно попытаться представить висящие в толще вод маленькие пузырьки, образующие скопления, чем-то похожие на облака, только не капельки воды в воздухе, а наоборот. Проводя аналогию с математическими объектами, такими как «ковекторы, копространства, когомологии» и т. п., можно назвать это «кооблаками». В настоящее время эти скопления изучены, составлены карты Черного моря, где показаны залежи с преобладанием метана, и существуют также гидраты углекислого газа, но последних меньше. Следовательно, принципиально возможно погрузить в толщу морских вод вертикальный трубопровод, открытый снизу на глубину около 350 м, в кооблако

Схема добычи газа из растворенного состояния и гидратной эмульсии в водах Черного моря

с преобладающим содержанием метана и созданием небольшого разряжения сверху (значение его будет оценено), потянуть воду с газом вверх. При этом давление в трубопроводе упадет, гидратные оболочки разрушатся, пузырьки начнут укрупняться, расширяясь не только из-за падения давления, но и ввиду распада гидратов. Начиная с некоторой глубины вода вспенится, и движению вверх этой эмульсии будет помогать эффект газлифта.

SCHEME OF EXTRACTION OF GAS FROM THE DISSOLVED CONDITION AND HYDRATES EMULSION IN WATERS OF THE BLACK SEA Bunyakin A.V. Candidate of physical and mathemathical sciences, associate professor of ONGP INAE KubGTU e-mail: alex.bunyakin@mail.ru

Математическое моделирование вертикального трубопровода для транспортировки эмульсии

Kalashnikova A.A. indergraduate of ONGP INAE KubGTU chair e-mail: kalann@mail.ru

Давление в вертикальной трубе, погруженной нижним краем в зону метановых кооблаков, найдем из дифференциального уравнения (z — вертикальная координата), описывающего гидростатику и потери давления в трубе на вязкое трение:

Black sea is result of tectonic activity as a put down of a litosphere plate part on depth of approximately 2 km. Therefore coastal bands are narrow (at coast of Russia of the order of 15 km, at turkish coast – 25 km), further is a sharp breakage. Deep water abrupt slopes have outputs from hydrosulphuric and metane layers, the last is less, or the part of metane get up to the surface. However the part of metane is fixed in the water. Work is devoted to the description of opportunities of extraction of gases from waters of Black sea (the system of devices for this purpose is presented and parameters of a mode for it are estimated), the estimation of parameters is made on mathematical model.

(1)

ρλ 4Q 2 dp 2d ( πd 2 ρ ) = – ρg – dz

где ρ (z) — плотность газожидкостной смеси, движущейся вверх; λ — коэффициент гидравлического трения; d — внутренний диаметр трубы; Q — массовый расход всей газожидкостной смеси; g — ускорение свободного падения; p (z) — давление газожидкостной смеси, движущейся вверх. При этом плотность газожидкостной смеси ρ, как весовое среднее,

ρ=

1 Q

( ρ q +ρ (Q – q) ) 0

Keywords: hydrates of metane, extraction of natural gases, sea floating platforms.

где q — массовый расход газа; ρ 0 — плотность газа в пузырьках, предположительно, образующихся сразу после входа в трубу (т. к. гидратные оболочки их находятся в состоянии, близком к нарушению фазового равновесия, и даже малое движение вверх приводит к разложению гидратов); ρ* = 1010 кг/м3 — плотность морской воды. ρ 0 находится из уравнения состояния газа: ρ 0 = pμ/TR, где μ ≈ 0,018 кг/моль — молярная масса (природный газ с преобладанием метана); R — универсальная газовая постоянная R = 8,31 Дж/(К•моль); Таким образом, из уравнения потерь давления получаем:

dp ρλ 4Q 2 8λQ 2 = –ρg – ( 2 ) = – ρg – 2 5 = πdρ dz 2d πd ρ =–

8λQ 3 g – ρ q +ρ (Q – q) * ) π2d5(ρ0q +ρ*(Q –q)) = Q( 0

=– –

gμq p + ρ* (Q– q) RT μq QRT ( 8λQ 3 RT ρ*(Q –q)RT π 2 d 5 μq ( p + μq

)– )

Далее для краткости записи обозначим № 3 (19) 2013

Добыча нефти и газа нахождение неизвестной q/Q из уравнения γ = γ0, где

gqμ , α= RQT β=

γ0 =

Q – q RT ρ , μ * q

Δ 0 , 25 λ = 0,11 ( d )

тогда последнее выражение перепишется в виде:

α (p+β)2 + γ dp γ =– = –α (p+β) – p+β dz p+β После разделения переменных

p+β dp α(p+β) 2 + γ

проинтегрируем (H 0 — это глубина погружения трубы, p 0 — давление на этой глубине)

∫ dz = – ∫

p+β dp = H o α(p+β) 2 + γ

или

1 α(p+β) 2 + γ = – Ho 2α ln α(p 0 +β) 2 + γ в итоге (2)

e –2α H (p 0 + β) 2 – (p + β) 2 0

γ=α

1 – e –2α H

здесь Δ = 0,1 мм = 10 -4 м — эквивалентная шероховатость трубы. Графики изменения γ и γ0 от q/Q (при фиксированных всех остальных вышеуказанных параметрах) имеют показанный вид, точки их пересечения — это решения уравнения γ = γ0 (график 1). Более детально вблизи первой точки их пересечения (отвечающей физическому смыслу) графики выглядят так — график 2. Таким образом, параметры течения, значения которых указаны выше, соответствуют q/Q ≈ 0,02, т. е. 2%-ной массовой концентрации газа в воде. Параметр этот является условным — зависит от характера газовой залежи в толще вод, и он разный в разных местах Черного моря, поэтому физически требуется его уточнение. Математически же это означает, что, например, при изменении глубины погружения трубы H 0 и, соответственно, p 0 произойдет смещение q/Q (найденного из уравнения γ = γ0) при неизменности всех остальных параметров. Ниже представлено, как при этом смещается график зависимости γ = f(q/Q) (график 3). Так как учет гидравлических потерь для двухфазного потока — задача довольно сложная, а величина создаваемого разряжения невелика, можно для приближенной оценки положить, что в вертикальной трубе течет одна вода (пузырьки и сами должны всплывать — без принудительного перепада давления). Для приближенной оценки принимаем условно коэффициент гидравлического трения в трубе λ = 0,05, тогда массовому расходу всей смеси Q = 5 кг/с соответствует объемный расход Q 0 ≈ 0,005 м3/с. Гидравлические потери (в метрах водяного столба), приведенные к объемному расходу на входе в трубу, могут быть вычислены по следующей формуле:

Принимаем для примерного расчета, что давление газожидкостной смеси вверху трубы p = 105 Па (близко к атмосферному), а давление внизу трубы p0 = 3,5 МПа (соответствует глубине около H 0 = 350 м), внутренний диаметр трубы d = 0,25 м, Q = 5 кг/с (значения остальных параметров указаны выше). Представим последнее уравнение как зависимость γ = f(q/Q). При этом можно поставить задачу определения параметров течения в вертикальном трубопроводе как 74

π 2 d 5 μq

то есть из уравнения (2). Коэффициент гидравлического трения λ может быть вычислен, например, по эмпирической формуле Шифринсона

8Q 3 λRT γ= 2 5 π d μq

dz = –

8Q 3 λRT

Δh =

1 + λ H 0 1 4Q o 2 ≈ 0,037 м ( 2 d ) 2g ( πd 2 )

На выходе из трубы будет уже эмульсия, поэтому скорость будет больше, и на разгон потока при его движении вверх потребуется дополнительный перепад давления («реактивная» составляющая потерь давления). Она не учтена в дифференциальном уравнении (1), но ее можно учесть интегральным образом,

Схема добычи газа из растворенного состояния и гидратной эмульсии в водах Черного моря

добавив как слагаемое к гидравлическим потерям давления величину

график 1.

ΔP=ρV 1 ( V 2 – V 1) Принимая условно, в соответствии с вышеуказанным массовым расходом

γ, γ0 0,0000 0,2000

0,4000

0,6000

0,8000

1,00000

γ γ0

πd Q =ρV 1 4 , 2

q/Q

скорость на входе в трубу V1 = 1 м/с, скорость на выходе из трубы V2 = 3 м/с, получим, что

ΔР ≈ 2•10 3 Па, что соответствует напору около 0,2 м водяного столба. Итак, в вертикальном трубопроводе диаметром 250 мм, длиной 350 м сравнительно небольшого разряжения (порядка 0,25 м водяного столба) достаточно для получения дебита воды около 5 л/с (вместе с газом около 0,1 кг/с). Газовый дебит при нормальном атмосферном давлении составляет: (0,1 кг/с) / (0,68 кг м3 — плотность метана при н. у.) ≈ 0,15 м3/с = 150 л/с.

Схема добычи Конструкция платформы для добычи газа представлена схематично на рис. 1 (на этом и всех последующих рисунках элементы показаны без соблюдения масштабов длин и пропорций между ними). Вертикальный трубопровод составлен спайкой из полимерных труб (двухслойных, внешний слой в виде гофр с кольцевыми полостями). Внутренний слой защитный от агрессивных воздействий (механических и химических), он на рисунке не показан. Внутри трубопровода пропускается композитный трос с грузом для обеспечения почти вертикального ее положения ввиду положительной плавучести таких труб. В соответствии с приведенным выше расчетом, считаем, что внутренний диаметр трубы 0,25 м, заканчивается она вверху расширением до диаметра 1,2 м. Это расширение (центральная емкость) имеет высоту порядка метра и окружено шестью открытыми вниз бочками высотой около 5 м (примерно такого же диаметра и на три метра погруженными в воду). Число «шесть» является ориентировочным — может быть как больше, так и меньше, а погружение (3 м) обусловлено тем, чтобы при волновом движении вход в бочки снизу не обнажался (при большем волнении — уже шторме — добыча не предполага-

график 2.

γ = f(q/Q) γ0 = f(q/Q)

γ, γ0

0,0100 0,0300 0,0500 0,0700 0,0900 0,0000 0,0200 0,0400 0,0600 0,0800 0,1000 q/Q

график 3.

1E+12 5E+11

0 0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,2

–5E+11 200 м

–1E+12

350 м 500 м

–1,5E+12 –2E+12 –2,5E+12 –3E+12

q/Q

№ 3 (19) 2013

Добыча нефти и газа

Рисунок 1.

Платформа (верхняя часть — вертикальный разрез, нижняя — вид сверху)

Платформа може т выд ать дебит газа порядк а 100 л/с, а высокодебитная сква жина типа тех, что имеются на промыслах Уренгоя или Ямбурга, — около 3 норма льных м 3 /с ется). Окружающие бочки соединены с центральной емкостью трубами с обратными клапанами (для переброски эмульсии через них в кольцевой коллектор). Трубы, соединяющие коллектор с бочками, также снабжены обратными клапанами. То есть система обратных клапанов работает на создание разряжения в центральной емкости величины, приблизительно равной высоте волн (при движении уровня в окружающих бочках вниз, по приведенному выше расчету, достаточно смещения уровня на высоту около 25 см водяного столба). Устройство подобного типа, но предназначенное для преобразования энергии волн в полезные формы, известно под названием «бочки Масуды» по имени японского изобретателя. 76

Перепускаемая через обратные клапаны из центральной емкости эмульсия в окружающих бочках осаждается, и газ через обратные клапаны выдавливается в кольцевой коллектор при движении уровня вверх. Согласно приведенному выше расчету, такая платформа может выдать дебит газа порядка 100 л/с (при н. у.), а высокодебитная скважина типа тех, что имеются на промыслах Уренгоя или Ямбурга, — около 3 нормальных кубометров в секунду. То есть порядка 30 платформ могут заменить одну скважину. Однако здесь возникает другая проблема — как принять газ при почти атмосферном давлении и пропустить через трубопроводную систему сбора для его дальнейшей обработки. Давление, создаваемое бочками Масуды, слишком мало для того, чтобы транспортировать газ от платформ (через газосборную сеть) к принимающему судну. Кроме того, необходимо сжать газ, чтобы применить одну из технологий сепарации метана (отделение паров воды и сероводорода от метана, может быть, и расщепления сероводорода), а также для закачки в транспортные емкости. Для более сильного сжатия можно, опять-таки, использовать энергию волн. Рукав, отводящий газ от платформы, может представлять собой последовательное соединение гофрированных продольно-эластичных труб из резины, армированной капроновыми кольцами (см. рис. 2 — верхняя часть). Труба составлена из секций, каждая из которых (длиной порядка 10 м) заключена внутрь пружины с пластиковой оболочкой. Внутренний диаметр пружины несколько больше внешнего диаметра гофр, и пружина имеет в нерастянутом состоянии длину, несколько большую, чем резиновая труба (условно — на шесть — восемь витков). Отрезки резиновых труб соединяются между собой (например, резьбовым способом), причем в местах их соединения имеются подпружиненные обратные клапаны, пропускающие газ внутри рукава. В нерастянутом состоянии несколько большая длина пружин требуется для того, чтобы вкрутить их одна в другую, причем каждую из соседних пружин закрепить внутри роликового механизма, который позволит производить дальнейшее вкручивание и обратное выкручивание (для каждой из соседних пружин свой роликовый механизм — см. среднюю часть рис. 2). В местах этих сочленений (с опорой на роликовые механизмы, на рисунке они не детализированы) рукав кладется на цилиндрический понтон такого объема, чтобы на спокойной воде понтон был погружен несколько ниже центра сечения. При волновом движении соседние понтоны будут менять расстояния между собой (находясь на гребне волны, удаляться с растяжением пружин, а во впадине — сближаться, см. рис. 2 — нижнюю часть). При сжатии пружин и уменьшении объема внутри секции и при одновременном увеличении объема в соседней секции вследствие ее растяжения газ будет перепускаться через обратные клапаны, увеличивая давление от секции к секции, двигаясь вдоль рукава. Вкручивание соседних пружин одна в другую нужно для того, чтобы подобрать оптимальное расстояние между соседними понтонами, приблизительно оно соответствует половине длины волны. Направление

Схема добычи газа из растворенного состояния и гидратной эмульсии в водах Черного моря

Рисунок 2. Верхняя часть — осевой разрез рукава,

средняя — сочленение вкручиванием соседних пружин на понтоне, нижняя — работа рукава при волнении

вращения пружин попеременное (одинаковое через одну секцию), роликовые механизмы будут работать достаточно редко (лишь при существенном изменении характера волнения), поэтому они будут совершать не слишком большую работу, и для привода их достаточно энергии аккумуляторных батарей (заменяемых или заряжаемых раз в год). Ориентировочная оценка параметров: при сжимающем усилии пружины в 50 килограмм-сил (около 500 Н) и наибольшей площади внутреннего сечения гофрированной резино-армированной трубы — рукава около 0,01 м2 (соответствует диаметру около 110 мм) получается, что давление, нагнетаемое одной секцией, может быть порядка 50 000 Па. Таким образом, рукав, составленный из 50 секций способен создать давление около 25 атм. Если длина каждой секции порядка 10 м, то длина всего рукава — 500 м. Если рукав такого диаметра не сможет принять газ с требуемым дебитом, тогда возможно расположение нескольких рукавов в параллели (на одной цепочке понтонов). Рукава соединяют газовые потоки от нескольких платформ в один коллектор, от которого шлейф (гибкая резино-армированная или пластиковая труба или несколько таковых в параллели для подстраховки)

Рисунок 3.

Газодобывающий комплекс (платформы, рукава, коллектор и судно)

Рукава соединяют газовые потоки от нескольких платформ в один коллектор, от которого шлейф транспортирует газ к судну, где производится его сепарация и закачка в емкости транспортирует газ к газосборному судну, где производится его сепарация и закачка в емкости (см. рис. 3). Не останавливаясь на различных вариантах технологии обработки газа, которая может быть расположена на этом судне, заинтересуемся его гидро- и аэродинамикой, то есть воздействием ветра и морских течений на весь комплекс — добывающие платформы, рукава, коллектор и судно. Располагается он на расстоянии порядка 15—20 км от российского берега, где глубина в основном уже достигает 300—350 м и возможно погружение вертикальных трубопроводов в залежи кооблаков с преобладанием метановой фракции. Судно ориентирует коллектор (подцепленный на тросах, см. рис. № 3 (19) 2013

Добыча нефти и газа 3 — верхняя часть) вдоль волнового фронта, а соответственно, рукава — в среднем перпендикулярно волнам. Вертикальные трубы достаточно длинные, чтобы обладать существенной парусностью в смысле воздействия на них морских течений, особенно в приповерхностных слоях. Однако и собственно ветровая парусность всей надводной конструкции также немалая, и это можно использовать для сохранения указанной ориентации относительно волн, а также для компенсации энергопотерь, требуемых на то, чтобы все это не было унесено в открытое море. А именно, ветер и течения в прибрежной полосе обычно существуют «в противофазе». Имеются в виду не крупные постоянные течения, а небольшие и нестабильные — индуцируемые ветром среднесуточные течения. Крупное и стабильное течение в российской полосе Черного моря одно — вдоль берега в сторону Крыма (обусловлено силами Кориолиса при вращении Земли), а мелкие если и формируются в зависимости от сезонных изменений температуры и ветра, то движутся среднестатистически в сторону, обратную ветру. То есть ветер создает уклон водной поверхности, вследствие чего в приповерхностных слоях возникает течение в сторону, обратную воздушному потоку (см. рис. 3 — нижняя часть).

Заключение Необходимо коснуться вопроса о растворенном в воде Черного моря сероводороде. Стандартные технологии подготовки газа предполагают избавление от него как от вредной примеси. Однако нужно учесть, что сера стоит в периодической системе точно под кислородом (у них по 6 электронов на внешнем слое, но у серы на одну внутреннюю электронную оболочку больше). Поэтому на разрыв химической связи сероводорода (расщепление его на водород и серу) требуется меньше энергии, чем может быть ее выделено при образовании воды. Серу можно возвращать на дно моря в пакетированном виде, а часть водорода сжигать для энергетического обеспечения технологии расщепления. То есть при должном подборе технологической схемы сероводород в водах Черного моря можно рассматривать как запасы водородного топлива. Говоря о возможных проблемах, возникающих в схеме добычи, описанной выше, нужно учесть, что в зимний период ввиду, недостаточно полного отделения воды от газа в бочках Масуды, гидраты могут образоваться и трубопроводах поверхностной системы. Самое опасное место — коллектор, соединяющий рукава от платформ: там самое высокое давление. При падении температуры к нулю, при давлении порядка 25 атм, условие гидратообразования будет выполнено, и коллектор может быть забит гидратами метана. Решение этой проблемы может быть нестандартным — коллектор можно использовать как средство транспортировки газа в гидратном состоянии. Транспортное судно подводит новый коллектор, забитый гидратами коллектор отключается задвижками от рукавов и от шлейфа, отцепляется — заменяется новым. Кроме пузырькового и гидратного состояния, метан в воде может быть и растворенным. Данные по растворимости метана в пластовой воде Сеноманских залежей 78

взяты из книги [3]. В диапазоне давлений от 1 бар до 100 бар коэффициент растворимости

1 V P V0

(отношение объемов газа в нормальных кубометрах к объему воды в кубометрах) равен

r= 2•10 -7

нм 3 м 3 Па

То есть при

P=3,5•10 6 Па Получаем

нм 3 газа V = 0,7 3 V0 м воды или же для массовых долей

M = 0,49 •10 -3 M0 Это мало по сравнению с 2%-ным содержанием газа в пузырьках и в их гидратных оболочках, для которого сделан расчет. В работе не рассмотрены вопросы экономической эффективности данной схемы добычи и переработки подводных газов, так как оценка эта существенно зависит от факторов, меняющихся со временем (цена на газ и глубина его переработки, давление в подземных пластах при его традиционной добыче, меняющиеся запросы общества и т. д.).

Список использованных источников и литературы 1. Т. М. Бекиров, А. Т. Шаталов Сбор и подготовка к транспорту природных газов. — М.: Недра, 1986. 2. А. А. Иванов, М. Д. Залялютдинова, В. Д. Скирда, С. С. Сафонов Особенности роста метаногидрата в воде пенистой структуры // Георесурсы. — 2011, № 1 (37). 3. Н. Г. Степанов, Н. И. Дубина, Ю. Н. Васильев. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых скважин. — М.: Недра, 1999.

Международные научные конференции и семинары ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2013 году IV Научно-практический семинар «Эффективное управление комплексными нефтегазовыми проектами» (EPMI-2013) 25–27сентября 2013 г. В рамках семинара будут представлены последние научные исследования и разработки в области методологии управления проектами, обобщен опыт успешного управления проектами ведущих мировых нефтегазовых компаний, рассмотрены проблемы и пути реализации управленческих решений с применением современных информационных технологий и средств автоматизации на примере действующих и перспективных нефтегазовых проектов, в т.ч. на шельфе. Эл. адрес для контактов: epmi2013@vniigaz.ru V Международная научно-техническая конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2013) 29–30 октября 2013 г. Основные темы Конференции: технологии магистрального транспорта газа; проектирование, строительство и эксплуатация компрессорных станций; управление техническим состоянием и целостностью газотранспортных систем; инновационные разработки в области трубной продукции, технологий сварки, защитных покрытий, технологий строительства, технического диагностирования и ремонта магистральных газопроводов. Эл. адрес для контактов: gts2013@vniigaz.ru III Научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2013) 27–28 ноября 2013 г. Темы Конференции: тенденции развития сырьевой базы газовой промышленности мира и России, факторы развития газового рынка; состояние мировых запасов и ресурсов природного газа, особенности их распределения по регионам и основным газодобывающим странам; проблемы оценки и достоверности оценок газового потенциала (суша и акватория); проблемы и методы повышения эффективности разработки залежей на ее завершающей стадии в районах Крайнего Севера; в пределах континентального шельфа; инновационные технологии поисков и разведки залежей, современное состояние и перспективы развития геотехнологий газовой промышленности. Эл. адрес для контактов: wgrr2013@vniigaz.ru III Международная научно-техническая конференция «Экологическая безопасность в газовой промышленности» (ESGI-2013) 11–13 декабря 2013 г. Основные темы Конференции: экологическая и промышленная безопасность; экологические риски и оценка ущербов; энергоэффективность и ресурсосбережение; управление выбросами парниковых газов; инновации для экологической безопасности; экологический менеджмент на предприятиях; социально-экологические проблемы и здоровье человека. В рамках конференции планируется тематический круглый стол по теме сотрудничества международных общественных природоохранных организаций и ОАО «Газпром». Конференция ESGI-2013 – завершающее мероприятие «Года экологии в ОАО «Газпром» и дочерних обществах Группы Газпром». Эл. адрес для контактов: esgi2013@vniigaz.ru ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 142717, поселок Развилка, Ленинский район, Московская область, Российская Федерация Телефон: +7 (498) 657-46-66, (498) 657-40-32, Факс: +7 (498) 657-96-00 Информация о конференциях – на сайте ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: www.vniigaz.ru Для информационных партнеров: T_Klimova@vniigaz.gazprom.ru

Стандартизация и автоматизация

БИЗНЕС БЕЗ ПЕРЕРЫВА: КАК ОБЕСПЕЧИТЬ СТАБИЛЬНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ КОРПОРАТИВНЫХ СИСТЕМ Тема у правления риск ами, наверное, с амое интересное, что ес ть сейчас в мене д ж менте. Не говоря у ж е о том, что это основа сегодняшних с та н д а р тов н а сис т емы мене д ж мен та. Комп а нии дол ж ны у пра в ля т ь эколог ическими аспек тами в ИСО 14001, риск ами в об лас ти безопаснос ти в OHSA S 18001, а проект новой версии с амого популярного ме ж дународного с танд ар та на сис темы мене д ж мента ИСО 9001 ( п ланова я д ата п у б лик а ции — 2015 г., в н ас тоящее время рассм ат рива е тс я вер сия CD ) хотя и потеря л ра зде л, связанный с пре ду пре ж д ающими дейс твиями, однако, приобре л требования « Дейс твия в отношении рисков и возможнос тей ». Такие методики, к ак FME A, HA ZOP и друг ие, так же все основаны на у правлении риск ами.

Свитенко Д. В. д и р ек то р ООО « Ко н с ен т М ен е д ж м ен т», гл а в н ы й а уд и то р T U V In ter n atio n a l C ertificatio n ( T U V C ERT ), э кс п ер т п о с ер т и ф и к а ц и и с и с т ем м ен е д ж м ен та к ач ес т в а, э ко л о г и и, п р о ф есс и о н а л ь н о й б е з о п ас н о с т и ГОС Т Р, э кс п ер т п о с и с т ем е м ен е д ж м ен та М о сс т р о й с ер т и ф и к а ц и и e-mail: S viten ko@in j g eo.ru

ля того чтобы добиться успеха в достижении качества выпускаемой продукции, безопасности персонала, экологичности, всегда надо правильно спланировать и организовать деятельность. А это невозможно без правильной оценки возможных неприятностей, которые могут произойти. То есть, чтобы необходимая деятельность осуществлялась непрерывно, необходимо по максимуму исключить все возможные неблагоприятные события, а значит, оценивать все риски и управлять ими. Если востребована задача обеспечить непрерывность бизнеса (а она, по очевидным причинам, востребована), почему бы не рассмотреть этот вопрос системно? И Британский институт стандартов это сделал (стандарт BS 25999 по менеджменту непрерывности бизнеса части 1 и 2 в 2006 и 2007 соответственно). А следом за ним — ряд других национальных органов по стандартизации, в том числе Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт): ГОСТ Р 53647.2-2009 является аналогом части 2 британского стандарта. Международная организация по стандартизации (ISO) не осталась в стороне и в 2012 году приняла стандарт ISO 22301. 80

Все вышеперечисленное — стандарты, на соответствие которым можно получить сертификат: независимое подтверждение соответствия того, что компания отвечает требованиям по обеспечению непрерывности бизнеса. Наряду с этим существует ряд стандартов, которые обеспечивают методологическую поддержку. В России это серия стандартов 53647 (таблица 1). В соответствии с указанной группой стандартов, менеджмент непрерывности бизнеса — «это процесс управления, в рамках которого определяют потенциальные угрозы и их воздействие на деловые операции организации. Этот процесс является основой для повышения гибкости организации и направлен на обеспечение эффективного реагирования на угрозы и защиту интересов ключевых причастных сторон (в т. ч. потребителей, поставщиков, персонала), репутации, бренда и деятельности, добавляющей ценность, а также соответствия законодательным и обязательным требованиям. Основной задачей системы менеджмента непрерывности бизнеса является обеспечение бесперебойной и непрерывной работы организации. Поставка продукции и услуг

Бизнес без перерыва: как обеспечить стабильность и устойчивость корпоративных систем

Таблица 1.

ГОСТ Р 53647.1-2009

Менеджмент непрерывности бизнеса. Часть 1. Практическое руководство

ГОСТ Р 53647.2-2009

Менеджмент непрерывности бизнеса. Часть 2. Требования

ГОСТ Р 53647.3-2010

Менеджмент непрерывности бизнеса. Часть 3. Руководство по внедрению

ГОСТ Р 53647.4-2011

Менеджмент непрерывности бизнеса. Руководящие указания по обеспечению готовности к инцидентам и непрерывности деятельности

ГОСТ Р 53647.5-2012

Менеджмент непрерывности бизнеса. Готовность к опасным ситуациям и инцидентам

ГОСТ Р 53647.6-2012

Менеджмент непрерывности бизнеса. Требования к системе менеджмента персональной информации для обеспечения защиты данных

рисунок 1.

Постоянное улучшение системы менеджмента непрерывности бизнеса

Заинтересованные стороны

Установление

Поддержка и улучшение Требования и ожидания в области непрерывности бизнеса

организации должны продолжаться в независимости от любых внешних воздействующих факторов. Бизнес должен быть непрерывным». Стандарты используют цикл Деминга PDCA (plando-check-action). На рисунке 1 приведена схема применения цикла Деминга к системе менеджмента непрерывности бизнеса, а на рисунке 2 — жизненный цикл менеджмента непрерывности бизнеса.

Внедрение и функционирование Управляемая непрерывность бизнеса Мониторинг и анализ

Интересно описание применения цикла Деминга, которое приведено в ГОСТ Р 53647.3-2010: «центр колеса (управление программой МНБ — менеджмента непрерывности бизнеса) и шина (внедрение МНБ в культуру организации) являются элементами, связанными с элементами «планирование, проверка и действие» в цикле PDCA. Спицы колеса (анализ непрерывности бизнеса организации, определение стратегии МНБ, № 3 (19) 2013

Стандартизация и автоматизация

рисунок 2.

2. Анализ непрерывности бизнеса организации

5. Применение, поддержка и анализ МНБ

1. Управление программой МНБ

3. Определение стратегии МНБ

4. Разработка и внедрение мер МНБ

Матрицу можно применить абсолютно к любой системе. И в этом основное преимущество системного под ход а, д ающего универса льный инструмент управления разработка и внедрение ответных мер МНБ, применение, поддержка и анализ МНБ) относятся к элементу цикла PDCA «осуществление». Так как все стандарты на системы менеджмента, так или иначе, основаны на ИСО 9001 и с каждым переизданием становятся все ближе к нему, то интересно посмотреть на универсальную матрицу, сформированную этим стандартом и накладываемую на остальные сферы. Эту матрицу можно применить абсолютно к любой системе. И в этом основное преимущество системного подхода, дающего универсальный инструмент управления, инструмент достижения целей. Вот и в ГОСТ Р 53647.2-2009 мы видим матрицу стандарта системы менеджмента, в данном случае — обеспечения непрерывности бизнеса. Итак, необходимо определить область применения системы, установить политику в области не-

прерывности бизнеса, определить и предоставить ресурсы, необходимые для системы, установить и довести ответственность и полномочия персонала, назначить представителя по системе менеджмента со стороны руководства, установить необходимую компетентность персонала в области обеспечения непрерывности на основе образования, обучения, навыков, опыта, квалификации персонала, предпринимать действия по достижению установленной компетентности и вести записи о текущем уровне компетентности. Организация должна разработать документированные процедуры по управлению документацией и управлению записями, должна обеспечить осведомленность персонала о деятельности в области управления непрерывностью и обеспечить обмен информацией. Также необходимо проводить внутренний аудит, анализ системы со стороны руководства, обеспечивать постоянное улучшение, реализовывать корректирующие и предупреждающие действия. Интересно, что требования к корректирующим действиям идут в стандарте на втором месте после требований к предупреждающим действиям. Наверное, этим подчеркивается приоритетность предупреждающих действий перед корректирующими. Действительно, весь стандарт по непрерывности бизнеса направлен именно на предупреждение каких-либо рисков. Следует рассмотреть также содержательную «начинку», или, если угодно, отличительную особенность стандарта, именно на рассматриваемую систему менеджмента — непрерывности бизнеса. Что именно предлагается? Все достаточно предсказуемо по содержанию, но при этом, в отличие от других стандартов на системы менеджмента, довольно подробно. В соответствии с требованиями стандарта ГОСТ Р 53647.2-2009, нужно проанализировать деятельность организации для того, чтобы выявить те виды деятельности, которые поддерживают ключевую продукцию/услуги организации. Любое предупреждение проблем — вопрос затрат. Можно сделать абсолютно непотопляемый проект, продублировать весь персонал, оборудование, закупать вдвое больше сырья и т. д., но стоить этот проект будет слишком дорого. Поэтому важно ответить на следующие вопросы: - какие бизнес-приложения и процессы требуют ежедневной круглосуточной готовности? - какие наиболее вероятные разрушительные воздействия для каждой бизнес-единицы компании существуют? - какими решениями можно будет воспользоваться в чрезвычайных ситуациях? - какие решения по предупреждению и восстановлению бизнеса компании наиболее рентабельны? Далее необходимо определить возможные воздействия, способные нарушить непрерывность производства продукции/оказания услуги. Оценить риски от воздействий. Определить ответные меры при возникновении тех или иных воздействий. Проводить

* Мы не рассматриваем в данном случае ситуации, когда сертификация является прямым требованием заказчика (прим. автора).

Бизнес без перерыва: как обеспечить стабильность и устойчивость корпоративных систем

периодические учения для опробования работоспособности применения ответных мер. Периодически, разумеется, переоценивать возможные воздействия, оценку рисков, ответные меры. С точки зрения методологических подсказок степень подробности, безусловно, играет на руку — чем подробнее описана методология, тем проще ею пользоваться. Однако если рассматривать этот стандарт именно с точки зрения сертификации, тут подробные выкладки оборачиваются проблемой, ведь каждый пункт требований необходимо выполнить и доказать реализацию на сертификационном аудите. А здесь требуется проводить периодические учения по установленным планам оценки рисков, регламентировать расположение мест для совещаний с указанием возможных альтернатив и актуализировать подробное описание контактной и мобилизационной информации, устанавливать шаблоны составления заявлений для СМИ и прочие экзотические для многих организаций вопросы. Причем нигде нет описания порядка исключения требований из области применения системы. Это означает, что в ходе сертификации необходимо доказывать выполнение требований ВСЕГО стандарта. С учетом опыта и анализа деятельности предприятий в части внедрения систем менеджмента, можно однозначно сказать, что стандарт вряд ли можно внедрить в полном объеме. Но какие стандарты на системы менеджмента у нас работают в полном объеме? Все, что разработано в подобных стандартах, рекомендациях и т. п., как обычно, лежит на поверхности. Но мы в очередной раз получаем инструмент, который

для нас сформировали специалисты, который сводит воедино все очевидные инструменты. Может, в этом и есть его ценность. Все работники любой организации должны ознакомиться с методологией рассматриваемого стандарта и подходами по оценке рисков. Ведь любой работник на любом посту — это всегда кризис-менеджер. Различается только масштаб действий и последствий. Сложно предположить такую деятельность, в рамках которой все всегда происходит так, как предписано инструкциями и регламентами. Это если они есть, а если их нет, то это вообще всегда свободная импровизация. А импровизация — это, наверное, всегда преодоление кризиса. И если применить в полной мере настоящий стандарт на предприятиях представляется проблематичным (а сертифицироваться так и совсем незачем*), то использовать общий подход, на который ориентирован стандарт, бесспорно, стоит. Более того, высшее руководство должно вменить и официально довести до руководителей направлений бизнеса ответственность за оценку рисков, обсудить с каждым планы по возможному реагированию на риски, ресурсы, которые на это необходимо выделить. И когда происходит что-то непредвиденное, не винить обстоятельства, а оценивать: где была допущена ошибка, что не удалось предусмотреть. Тогда непредвиденных ситуаций будет все меньше и меньше. А качество и удовлетворенность клиентов будут достигаться не за счет героизма работников и сверхурочных часов, а за счет продуманной системы управления.

№ 3 (19) 2013

Информационные системы и технологии

ПРИНЦИПЫ СОЗДАНИЯ ИНФОРМАЦИОННЫХ УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ С ОСЛОЖНЕННЫМИ УСЛОВИЯМИ В статье рассмотрена концепция информационных управляющих систем д ля нефтедобычи с ос ложненными ус ловиями. Информационные управляющие сис темы в нефте добыче в нас тоящей с татье рассматриваютс я преимущес твенно в плане ра звития идей, связанных с решением за д ач прогнозирования затруднений добычи и управления технологическими процесс ами в ус ловиях нас т у п ления ос лож нений. К лючевые с лова: информационные управляющие системы, ос ложненные ус ловия эксплуатации, автоматизированна я система, интеллект уа льна я информационна я система, вертик а льно интегрированна я нефтяна я компания ( УДК 622.276.5).

Антониади Д. Г.

Савенок О. В.

д. т. н., профессор, ак а демик РАЕН, ФГБОУ ВПО « Кубанский

к. т. н., доцент, ФГ БОУ ВПО « Кубанский гос уд арственный

гос уд арс твенный технологический университет»

технологический университет»

e-m a il: a n to ni a di@ku bs t u.ru

e-m a il: o lg a s av en o k@m a il.ru

Арутюнян А. С. к. т. н., доцент, ФГБОУ ВПО « Кубанский гос уд арственный технолог ический университет» e-m a il: m er eni ya @m a il.ru.

ри создании концепции информационных управляющих систем (ИУС) нефтедобычи возникает ряд принципиальных задач, составляющих основу структуры ИУС: - цели и задачи создания ИУС; - модель объекта — нефтепромыслового предприятия; - состав и структура факторов затруднений добычи с учетом перспективы и вероятности их появления. Автоматизация процессов нефтедобычи в той или иной степени используется уже многие годы [1—3], однако при этом решали некоторые частные задачи. Современные тенденции к автоматизации состоят в развитии целостного и комплексного подхода [4—12]. В [4] прослежена связь между методами оптимизации технологических процессов и созда-нием автоматизированных управляющих систем. Отмечено, что на поздней стадии эксплуатации месторождения необходимо вести непре-рывный контроль дебитов и обводненности и с учетом изме-

нения этих характеристик про-изводить перерасчет. Система управления технологического процесса добычи нефти (ТП ДН) должна включать в себя как локальные системы управления насосным оборудованием отдельных скважин, так и систему управления группой скважин для достижения максимально эффективной выра-ботки запасов нефти. Предложена двухуровневая автоматическая система управления ТП ДН: - первый (нижний) уровень — управление режимами работы насосных установок скважин (локальная система управления); - второй (средний) уровень — управление группой (кустом) скважин; - третий уровень — организационно-финансовое управление производством в целом. В качестве целей создания системы управления процессом добычи нефти использовали следующие положения: - снижение себестоимости единицы продукции; - повышение коэффициента извлечения нефти;

Принципы создания информационных управляющих систем для нефтедобычи с осложненными условиями

- увеличение срока рентабельной эксплуатации месторождения; - уменьшение коэффициента износа насосного оборудования. Для достижения поставленных целей создана интеллектуальная система совместного управления группой скважин (рисунок 1). В блоке поддержки принятия решений (БППР) проис-ходит отбор одного из алгоритмов управления группой нефтедобывающих установок с целью обеспечения планового объема добычи с учетом текущей производительности работающих установок, их количества, технического состояния.

PRINCIPLE CREATION INFORMATION CONTROLLING SYSTEMS FOR OIL PRODUCTION WITH COMPLICATED CONDITION

Antoniadi D. G. PHD, technical sciences, professor, academic of RAEN, FGBOU VPO «Kuban state technologic university» e-mail: antoniadi@kubstu.ru Savenok O. V. Candidate of technical sciences, associate professor, FGBOU VPO «Kuban state technologic university» e-mail: olgasavenok@mail.ru

(1)

Q п л = {Q 1 п л , Q 2 п л , ..., Q i п л , ... Q n п л },

Arutyunyan A. S. Candidate of technical sciences, associate professor, FGBOU VPO «Kuban state technologic university» e-mail: mereniya@mail.ru

В блоке реализации выбранного алгоритма рассчитывается плановое значение производительности Qiпл для каждой работающей установки. На выходе блока реализации формируется вектор:

In article is considered concept information controlling systems for oil production with complicated condition. Information controlling systems in oil production in persisting article are presented in plan of the development ideas mainly, in accordance with decision of the problems of the forecasting of the difficulties of the mining and management technological process in condition of the coming the complications.

(2)

Q г р = {Q 1 г р , Q 2 г р , ..., Q i г р , ... Q n г р }. где n — количество работающих установок. Компоненты этого вектора являются элементами первой строки входной таблицы, содержащей значения подаваемых на вход нейрорегулятора параметров конкретной установки. Во второй строке входной таблицы содержатся значения дебитов скважин, рассчитанные в групповой системе управления

рисунок 1.

Keywords: information controlling systems, complicated conditions to exploitation, automatic system, intellectual information system, vertically integrated oil company.

Структурная схема интеллектуальной системы управления производительностью группы нефтяных скважин

БППР по выбору алгоритма

Q пл1

Q плi

Q плn

Групповая СУ

Q гр1

Q грi

Q грn

Q л1

Q лi

Q лn

Qтек1

Qтекi

Qтекn

Локальная СУ

U1 Нейрорегулятор

Блок плановых заданий

Нейросетевой блок расчета соглас. дебита

Q пл

об

СШНУ1

Qтек1

Qтекобщ СШНУi

СШНУn

Qтекi

Qтекn

№ 3 (19) 2013

Информационные системы и технологии

рисунок 2.

Автоматизированная система учета энергоресурсов и управления технологическими объектами на базе аппаратно-программного комплекса «Телескоп+4»

рисунок 3.

Укрупненная структура вертикально-интегрированной нефтяной компании

Результаты деятельности

Добыча сырья

Транспортировка сырья

Инвестиции

Сбыт сырья (экспорт)

Переработка сырья

Инвестиции

В третьей строке таблицы представлены значения дебитов, определяемые на уровне локального управления Четвертая строка входной таблицы содержит значения текущих производительностей установок. (3)

Q л = {Q 1 л , Q 2 л , ..., Q i л , ... Q n л }. Вектор Qтек = {Q1тек, Q2тек, ..., Qiтек, ... Qnтек} является вектором обратной связи. 86

Транспортировка продуктов переработки

Сбыт продуктов переработки

Инвестиции

В итоге реализуется алгоритм управления добычей нефти по технико-экономическим пока-зателям при совместной работе двух подсистем управления (локальной и групповой) и блока плановых заданий в составе системы управления ТП ДН. Автоматизированные системы учета энергоресурсов и управления технологическими объектами [5] В качестве практического примера реализации автоматизированных систем можно привести систему «Телескоп+4» (рисунок 2), позволяющую оптимизировать управление активами предприятия и прогнозировать отказы. С помощью «Телескоп+4» достигается увеличение производительности и срока службы оборудования, снижение

Принципы создания информационных управляющих систем для нефтедобычи с осложненными условиями

рисунок 4.

Акционерная стоимость Нефтяной Компании

Геологоразведка и добыча

Транспортная система

Затраты на транспорт

Переработка

Сбыт

Спрос на внутреннем рынке

Объем поставок сырой нефти Спрос на внутреннем рынке

Инвестиции в upstream

Инвестиции в месторождения

Инвестиции в инфраструктуру

Инвестиции в системы сбора и транспортировки нефти

Поставка нефтепродуктов

Инвестиции в downstream

Инвестиции в нефтеперерабатывающие мощности

Инвестиции в каналы сбыта

Инвестиции в АЗС, нефтебазы и др.

Портфель инвестиционных проектов

Сценарные (макроэкономические условия)

Корпоративные ограничения и предпочтения

Корпоративный инвестиционный процесс

себестоимости продукции, а также увеличение объемов выпуска продукции. Интеллектуальная информационная система по управлениюинвестиционной деятельностью вертикально интегрированныхнефтяных компаний (ВИНК) [6-8] При решении задачи управления ВИНК (рисунок 3) существует ряд принципиальных слож-ностей, связанных со сверхбольшой размерностью и неопределенностью в выборе управляющих параметров. В итоге традиционные методы проектирования становятся недостаточно эффективными. Архитектура модели управления инвестиционными потоками представлена на рисунке 4 [7].

Подсистема — производственная деятельность нефтегазодобывающего объединения (НГДО) — имеет сложную структуру (рисунок 5) и включает в себя: - развитие минерально-сырьевой базы; - основание месторождения; - эксплуатация месторождения; - вывод месторождения из эксплуатации. В [6] показано, что задача по управлению инвестиционной деятельностью ВИНК относится к классу задач нелинейного программирования (NP-задача) и не может быть решена тради-ционными методами. Здесь использовали методологию генетических алгоритмов. Общая схема алгоритма представлена на рисунке 6. № 3 (19) 2013

Информационные системы и технологии

рисунок 5.

Структура производственной деятельности нефтегазодобывающего объединения (НГДО)

Производственная деятельность НГДО

Блок 1. «Развитие минеральносырьевой базы»

Блок 2. «Освоение месторождения»

Планирование геолого-разведочных работ Разведка нефтегазоносного района

Поиск и оценка месторождения

Разведка месторождения

Блок 4. «Вывод месторождения из эксплуатации»

Блок 3. «Эксплуатация месторождения»

Создание системы разработки месторождения

Планирование мероприятий по эксплуатации месторождения

Планирование мероприятий по выводу месторождения из эксплуатации

Планирование работ по освоению месторождения

Технологическое обеспечение производственного процесса

Распределение активов

Строительство эксплуатационных скважин

Возведение на объекты разработки

Обустройство и ввод месторождения в промышленную разработку

Проведение мероприятий, связанных с воздействиями на объекты разработки

Ликвидация производственного фонда

Восстановление участка, находившегося в разработке

Исполнение технологических режимов

В результате был разработан алгоритм поиска квазиоптимальных инвестиционных решений (рисунок 7) с процедурой оценки устойчивости получаемых решений по характеристике рентабельности. Анализ данных показывает, что концептуальные основы информационных управляющих систем для нефтедобычи пока не выработаны, а имеющиеся решения представляют собой частные подходы. Значительной проблемой при разработке ИУС является прогнозирование факторов затруд-нения добычи. В заключение можно сделать следующие выводы: 1. При решении задачи управления ВИНК существует ряд принципиальных сложностей, связанных со сверхбольшой размерностью и неопределенностью в выборе управляющих параметров. 2. Концептуальные основы информационных управляющих систем для нефтедобычи пока не выработаны, 88

а имеющиеся решения представляют собой частные подходы.

Список использованных источников и литературы 1. Алехин С. А., Кипнис С. Г., Оруджев В. А., Островская А. К. Автоматизация периодиче-ски работающих скважин. — М.: Недра, 1970. — 282 с. 2. Бехбудов В. Г. Системы телеуправления нефтяными скважинами. — Баку: АзГИЗ, 1963. — 128 с. 3. Бренц А. Д. и др. Автоматизированные системы управления в нефтяной и газовой про-мышленности. — М.: Недра, 1982. — 182 с. 4. Тагирова К. Ф. Повышение эффективности добычи нефти на основе координации управ-ления технологическими

Принципы создания информационных управляющих систем для нефтедобычи с осложненными условиями

процессами и объектами. — Уфа: УГАТУ, 2008 Вестник УГАТУ Управление, ВТиИ T. 10, № 2 (27). — C. 48—52. 5. Мартынов А. И., Голубский А. А., Травин А. С., Гончаров М. Е. Три фактора эффектив-ной автоматизации (технологических процессов / предприятий нефтедобычи). НЕФТЕХ | OILTECH № 4 / 006. 6. Акопов А. С. Система управления инвестиционной деятельностью вертикально-интегрированной нефтяной компании. Автореферат диссертации на соискание ученой сте-пени доктора технических наук. — Москва, 2009. 7. Акопов А. С. Системно-динамический подход в управлении инвестиционной деятельно-стью нефтяной компании http://www.auditfin.com/fin/2006/2/Acopov/Acopov%20.pdf. 8. Акопов А. С. К вопросу проектирования интеллектуальных систем управления сложными организационными структурами. Ч. I. Математическое обеспечение системы управления ин-вестиционной деятельностью вертикально-интегрированной нефтяной компании // Пробле-мы управления, 2010. — Вып. 6. — С. 12—18. 9. Горев С. М. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промыш-ленности. — Петропавловск-Камчатский: КамчатГТУ, 2003. — 121 с. 10. Казанский Д. А. АСУ ТП для нефтедобывающего предприятия // Современные техноло-гии автоматизации, 2000. — № 2. — С. 18—26. 11. Поскряков Ю. М., Атлямов Н. Н. Типизация технических и программных решений авто-матизации объектов добычи нефти // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — № 7, 8. — С. 14—17. 12. Соловьев И. Г. Гибкие автоматизированные технологии нефтедобычи. Концептуальные основы и системные принципы. http://www.ipdn.ru/rics/doc0/DB/b3/3-sol.htm.

рисунок 7.

рисунок 6.

Инициализация популяции инвестиционных проектов

Выбор индивидуальных наборов инвестиционных проектов для мутирования Порождение мутированных инвестиционных портфелей

Порождение инвестиционных портфелей путем кроссинговера

Оценка целевой функции (3.55) и расстояния решений от границы ОДЗ

Остановка, при условии удовлетворения оптимизационному критерию

Схема работы разработанной процедуры поиска квазиоптимальных инвестиционных решений ВИНК [6]

Формирование начальной популяции γ1

Расчет характеристик модели UPSTREAM

(макроэкономические показатели: курс доллара, цена на нефть и т.д.)

Расчет характеристик модели DOWNSTREAM

Оценивание популяции и упорядочивание особей по значению фитнес-функции (приспособленности)

DCF1

Расчет характеристик ТРАНСПОРТНОЙ модели Единые Cценарные Условия

Блок-схема генетического алгоритма

Выталкавание из популяции наиболее слабой особи DCF

Реализация правил угасающей селекции Скрещивание

DCF2

Расчет характеристик модели сбыта

Предварительный результат

Пул квазиоптимальных инвестиционных решений

Оценка устойчивости квазиоптимальных решений

Мутация Корпоративные ограничения и предпочтения

РЕЗУЛЬТАТ

(итоговый инвестиционный портфель)

(план по добыче нефти, лимит инвестиционных расходов и др.)

№ 3 (19) 2013

Информационные системы и технологии

КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДРОБЛЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД Пос троена компьютерна я моде ль управления напряженно -деформированным сос тоянием в горных пород а х, повышающ а я эф фек тивнос ть дроб ления. К лючевые с лова: дробление горных пород, напряженно-деформированное состояние, компьютерное моде лирование напряжений и деформаций ( УДК 551.34:622.3).

Попов В. И.

Захарова Е. В.

К. т. н., с. н. с. лаборатории мех аники грунтов ИГДС СО РАН

к. т. н., н. с. лаб. горной теплофизик

e-m a il: p o p ov.g t f@m a il.ru

e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Алексеев К. Н. м. н. с. лаборатории мех аники грунтов, ИГДС СО РАН e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Введение

Постановка задачи

Ряд задач зависит от эффективности дробления горных пород — это обогащение руд, получение строительных материалов и т. д. Одной из проблем процессов дробления горных пород является высокий износ оборудования и энергозатратность. Поэтому необходимы новые технологические разработки по интенсификации процессов дробления и снижения энергозатрат. Наиболее перспективнойдля применения является физико-механическое дробление руд и минералов, основанное на создании напряженнодеформированного состояния под воздействием сил и процессов криогенной природы [1, 2], особенно в зонах холодного климата.

Пусть механизм физико-механического разрушения горных пород основан на создании внутренних механических напряжений, возникающих из-за неоднородно распределенных кристалликов льда. Тогда, следуя методике работы [3], рассмотрим шаровидныйкусок породы радиусом — R, при этом: - порода имеет постоянное по сечению влагосодержание w0 и температуру Т0 в начальный момент; - на границе x=R выполняются условия конвективного теплообмена с внешней средой переменной температуры Tср(t) и условия изоляции по влагосодержанию. - в центре шара для температуры и влагосодержания выполняются условия радиальной симметрии.

Таблица 1. Физические

свойства исследуемых образцов

Свойства

Известняк (Удачный)

Кимберлит (Удачный)

Известняк (Мохсоголлох)

1. Плотность (кг/м3)

2710

2767

2755

2. Влажность (%)

0,5

0,9

0,3

Пористость (%)

11,8

0,4

Компьютерное моделирование повышения эффективности дробления горных пород

С учетом вышеприведенных условий имеем систему уравнений тепломассопереноса: MOUNTAIN ROCK CRUSHING EFFECTIVENESS INCREASE SIMULATION

д(сρT ) = – 12 д (x 2 J q ) + Lρck IF x дx дt дw = – 12 д (x 2 J w ) – IF x дx дt

диффузионные потоки массы и тепла равны

Jw = –K

дw , дT . J q = –λ дx дx

Здесь: - x, t — радиальная координата и время; IF = ∂m/∂t сток влаги за счет фазовых превращений, λ, К, — коэффициенты теплопроводности, диффузии влаги; с = сCK + сw w + cл • Lod — теплоемкость среды, Lod — льдосодержание в долях единицы; индексы w, л, ск относятся, соответственно, к воде, льду и породе; ρ — плотность соответствующих компонентов. Для решения системы уравнений тепломассопереноса (1) используем ранее разработанный метод [4]. Первые полностью определяются уравнением фазового равновесия, а вторые соответствуют распространенному типу диффузионных задач. В итоге существенно упрощается решение общей задачи. На рисунке 1 представлены расчетные графики распределения избыточного льдосодержания по радиусу куска породы. Расчет производился для режима периодического теплового воздействия на образец породы, имеющий отрицательную температуру. Коэффициенты тепломассопереноса для системы уравнений (1) были взяты из работы [4]. В расчетах использована начальная температура куска породы Т0 = –2 ºС; влагосодержания до w0 = 0,07. Коэффициент теплообмена для породы был принят равным 70 (Вт/ (м2 град). Для температуры среды ТСР использовалось соотношение:

T C P = A C P +A•sin(ωt) где АСР =–2º С; А = 10º С; ω= 2π/(0,5ТПЕР); ТПЕР =1 час. В таблице 1 приведены некоторые свойства горных пород, характерных для алмазосодержащих месторождений.

Popov V. I. Candidate of sciences, senior research assistant, ground mechanics lab, IGDS SО, Academy of sciences, Russia e-mail: popov.gtf@mail.ru Zakharova Е. V. Candidate of technical sciences, research associate, mine thermophysics lab e-mail: yansemenov@mail.ru Alekseev К. N. Junior research assistant, IGDS SО, Academy of sciences e-mail: yansemenov@mail.ru

Built up PC model to control stress deformation of mountain rocks, increasing crushing effectiveness. Keywords: mountain rock crushing, stress deformation condition, PC modeling stresses and deformations.

Рисунок 1.

Распределение избыточного льдосодержания по радиальной координате (1 — время 0,5 часа; 2 — время 1 час; пористость 0.11); (3 —время 0,5 часа; 4 — время 1 час; пористость 0.16).

0.1

Избыточное льдосодержание

(1)

4 0.084

0.066 2

0.048

0.03

0.01

0.02

0.03

0.04

(м)

Расстояние от центра

№ 3 (19) 2013

Информационные системы и технологии

Рисунок 2.

Распределение радиальных (2,4) и азимутальных напряжений (1, 3) при пористости породы, равной 0.11.

Величина напряжений (Мпа)

0 2 -50 4 -100

-150 3

-200

Учитывая значительное сходство механического поведения бетона и горных пород, примем во внимание тот факт [5], что ростпрочности бетона при замораживании имеет место при повышении влагосодержания лишь до определенного предела, соответствующего степени водонасыщения бетона от 0,80 до 0,90 объема порового пространства.Замораживаниебетона с большей степенью водонасыщения в диапазоне температур до -40 ºС приводит к снижению всех его исследуемых прочностных характеристик. Очевидно, это связано с возникновением значительных внутренних напряжений, вызванных замерзанием влаги в ограниченном поровом пространстве материала. В результате воздействия знакопеременных температур на кусковой материал горных пород в последнем происходят процессы перераспределения влаги и образованияльда. При определенных условиях суммарный объем влаги и образующегося льда в порах начинает оказывать механическое воздействие на окружающую породу. В работе [3] установлено, что возникновение внутренних напряжений в пористых материалах происходит при выполнении условия: (2)

-250 0

0.01

0.02

0.03

(м)

0.04

L = ( ρ C K •(w+1.1 • Lod)/

Расстояние от центра

/ρ w – Por • 0.85) ≥ 0

Рисунок 3.

Распределение радиальных (2, 4) и азимутальных напряжений (1, 3) при пористости породы, равной 0.16.

Величина напряжений (Мпа)

2 100 4

Здесь: Por — пористость; L — избыточное льдосодержание. Второй этап рассмотрения связан с расчетом упругого напряженно-деформированного состояния в шаровидном куске породы. Для этого нами использовано соответствующее решение статической задачи о температурных напряжениях в шаре с неоднородной неустановившейсятемпературой [6] (формула 2.119). В наших обозначениях эти решения можно представить в виде: (3)

σ rr =

3 -100

σ φφ =

1 -200

1• E (2L(R ,t) + 3 1– v

+ L(r,t) – 3L(r, t) = σθθ

-300 0

0.01

0.02

0.03

0.04

L(r,t) =

(м)

Расстояние от центра где 92

2• E (L(R ,t) – L(r,t)), 3 1– v

3 r 2 ∫ x L(x,t)dx r3 0

Компьютерное моделирование повышения эффективности дробления горных пород

L — избыточное по отношению к объему порового пространства льдосодержание; Е — модуль упругости; ν — коэффициент Пуассона. На рисунках 2 и 3 представлены результаты расчета радиальных и азимутальных напряжений. Очевидно, что они связаны с льдосодержанием в породе, которое может выступать как управляющий параметр для создания неоднородных внутренних напряжений. Тем самым задача разрушения кускового материала горных пород может быть сформулирована в терминах оптимального температурного воздействия. В результате расчетов установлено, что при прочих равных условиях рост напряжений более значим в породах с большим значением пористости из-за попадания влаги в эти поры, а при льдообразовании увеличение объема ведет к росту напряжений (рис. 2, 3). Амплитуда величины напряжений сопоставима с прочностью горных пород на разрыв.

Заключение Полученные данные могут быть использованы для управления напряженно-деформированным состоянием горных пород под воздействием льдообразования с целью разработки энергосберегающей и эффективной технологии дробления и измельчения рудных пород.

Список использованных источников и литературы 1. Тютюнов И. А. Процессы изменения и преобразованияпочв и горных пород при отрицательной температуре (Криогенез). / И. А. Тютюнов. — М.: АН СССР, 1960. — 144 с. 2. Курилко А. С. Экспериментальные исследования влияния циклов замораживания-оттаивания на физико-механические свойства горных пород. — Якутск: ЯФ ГУ «Из-во СО РАН», 2004. — 154 с. 3. Деформации и напряжения в промерзающих и оттаивающих породах. Под ред. Ершова Э. Д. — М.: МГУ, 1985. 4. Попов В. И., Курилко А. С. Решение задач тепломассопереноса при промерзании — оттаивании горных пород с учетом уравнения фазового состояния поровой влаги. ГИАБ, 2006. Тематическое приложение «Физика горных пород». 5. Бетон для строительства в суровых климатических условиях // В. М. Москвин, М. М. Капкин, А. Н. Савицкий, В. Н. Ярмаковский / Л., Стройиздат (Ленинградское отделение), 1973. (Госстрой СССР. Научн.-исслед. ин-т бетона и железобетона). 169 с. 6. Паркус Г. Неустановившиеся температурные напряжения. / М., Физматгтз, 1963 г., 252 с.

№ 3 (19) 2013

Материалы и оборудование

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ХЛАДОСТОЙКОСТИ СВАРНЫХ ШВОВ ПРИ ЭЛЕКТРОДУГОВОЙ СВАРКЕ При элек троподог реве собс твенным элек трическим током околошовной зоны ( ОШЗ ) ва ж н у ю р оль иг ра е т температ у ра подог рева, котора я рег улиру е тс я п лотнос тью протек ающего элек трического ток а ме ж ду электродом за земления и дугой. Поэтому прове ден моде льный расчет поля температ у р околошовной зоны при ра зличных значениях п лотнос ти электрического ток а. Это позволяет рег улировать технолог ические ре жимы сварки с це лью повышения х ла дос тойкос ти и управления микрос тру к т у рой около шовной зоны сварного сое динения. К лючевые с лова: электродугова я сварк а, подогрев ОШЗ собственным электрическим током, х ла достойкость, плотность сварочного ток а, моде лирование ( УДК 539.4.620.1).

Семенов Я. С.

Касьянов С. Г.

доцент к афедры машиноведения Яку тского

Завк афедрой информационных технологий,

гос университета, Технолог ический инс тит у т Северо-

ГОУ « Яку тский торгово-экономический »

Восточного федера льного университета

e-m a il: ya n s em en ov@m a il.ru

Введение

Постановка задачи

Большинство аварий на стальных трубопроводах, эксплуатируемых в условиях низких климатических температур с высоким перепадом высот по трассе, происходит на сварных швах из-за больших величин остаточных послесварочных напряжений. При этом одной из важных механических характеристик околошовной зоны сварного соединения, эксплуатируемого в регионах холодного климата, является ее хладостойкость. Так, в работе [1] показано, что обработка околошовной зоны сварного соединения собственным электрическим током повышает ее хладостойкость. Однако в работе [1] не показана возможность регулирования технологических параметров и получаемых при этом температур. Целью данной статьи является моделирование технологических параметров при электроподогреве собственным сварочным электрическим током.

Рассмотрим предлагаемую схему повышения хладостойкости околошовной зоны (рис. 1). По данной схеме технологическими параметрами, следуя схеме, являются расстояние х от сварочной дуги до заземляющего электрода, величина подаваемых сварочных напряжений U и токов I, а также скорость движения дуги v = . В данном способе обработки околошовной зоны можно регулировать величину сварочного тока I, изменяя расстояние х между дугой и заземляющим электродом, регулируя тем самым температуру нагрева на околошовном участке образца. Скорость движения дуги v = позволяет варьировать нагрев до различных температур околошовной зоны, что позволяет регулировать микроструктуру около шовной зоны, но для этого требуется расчетное определение технологических параметров режимов сварки.

Технология повышения хладостойкости сварных швов при электродуговой сварке

С целью определения технологических параметров режимов сварки составляется уравнение расчета тепловых процессов при этом способе сварки, т. е. необходимо определить температуру в зависимости от вышеописанных параметров — системы координат, времени (скорость движения дуги v = ), тока (плотности сварочного тока в зависимости от расстояния между дугой и заземляющим электродом х). Система координат выбирается таким образом, чтобы ее начало находилось на кромке пластины, ось у была направлена вдоль сварного шва, а ось х перпендикулярна оси у. Задача является осесимметричной, поэтому ее можно сформулировать следующим образом. Необходимо найти функции Т (х, у, t, I), удовлетворяющие уравнению, граничным и начальным условиям (1)

дT CT = A∆T – B (T – Tср) + + lx (1 + asin2(πx/lx) дt ηIU exp { –k[x – l x ) 2 + (y – vt) 2 ] } + πdδk дT дx

= x= 0

дT дx

= x= l x

дT дy

= y=0

дT дy

=0 y=ly

PROCEDURE TO INCREASE COLD RESISTANCE OF ELECTRIC ARC WELDS

Semenov Y. S. Associate, machine study chair, Yakutsk state university Technological institute of North-East federal university e-mail: yansemenov@mail.ru Kasianov S. G. IT chair head, GOU Yakutskiy trade/economy e-mail: yansemenov@mail.ru

In preheating heat affected zone with intrinsic current, important role plays heating temperature being controlled by density of current between grounding rod and arc. Therefore, model calculation was made to field temperatures of heat affected zone at various densities of current. This allows to control welding procedures to increase cold resistance and control microstructure of heat affected zone. Keywords: electric welding, heating heat affected area with intrinsic current, cold resistance, weld current density, modelling.

T (x, y, 0, 0) = T (0, y, t, 0) = T cp T (l x , y, t, 0) = T (x, 0, t, 0) = T cp

Рисунок 1.

Схема метода повышения хладостойкости околошовной зоны сварного соединения.

T (x, 0, 0, 0) = T (x, l y , t, 0) = T cp Член левой части уравнения описывает временную эволюцию температурного поля; первый член справа описывает пространственное изменение; второй — конвективные процессы; третий — подвижный линейный источник тепла, вызванный током между сварочной дугой и подвижным заземляющим электродом; четвертый — сварочную дугу как объемный источник тепла, нормально распределенный по кругу и движущийся со скоростью v = .

v=y

Численное моделирование Расчет вышеприведенного уравнения проводится численно разностными методами. Применяется локально-одномерная схема для данного уравнения теплопроводности. Тогда вышеприведенное уравнение трансформируется в следующую разностную схему. Многомерное уравнение (1) заменяется цепочкой одномерных уравнений теплопроводности с краевыми условиями

J 3

1 — сварочный электрод. 2 — подвижные заземляющие электроды. 3 — свариваемые пластины. х, у — координатные оси. v = — скорость движения сварочного электрода (дуги)

№ 3 (19) 2013

Материалы и оборудование

Рисунок 2.

Температурное поле при подогреве собственным электрическим током при разных расстояниях между дугой и заземляющим электродом

Тогда для определения y j + α / p получаем краевую задачу вида, где указаны те нижние индексы, которые меняются. (4)

A i α y ij+ α /p – C i α y

j+ α /p

α –1

Т, С

+ A i α+1 y ij+ α /p = α+1

= – F αj+ α /p при x є ω h

1300

1100

j+ α /p

900

=µ

j+ α /p

при x є γ h , α

α = 1, 2, ..., p;

700 500

20 А 20 А

300

20 А

100

х 0

10 10 А

(2)

20 10 А

30 10 А

10 А 10 А

v 1 (x, t j ) = V 0 (x, t j ) v 2 (x, t j+1/ 2 ) = V 1 (x, t j+1/ 2 )

где t j+1/2 = (j + 1/2)τ, t j+1 = (j + 1)τ Аппроксимируя каждое уравнение на полуинтервале t j + (α – 1) / p< t ≤ t j + α / p двухслойной схемой, получим цепочку р — одномерных схем, которая и называется линейно-одномерной схемой: (3)

y j+1/ 2 – y j = λ 1y j+1/ 2 + Ф 1 j+1/ 2 , τ α = 1, 2, x є ω h , y j+1 – y j+1/ 2 = λ 2y τ

j+1

+ Ф 2 j+1 ,

j = 0,1, 2, α = 1, 2, x є ω h

Разностное уравнение пишется вдоль отрезка Δα, лежащего на прямой Cα, концы этого отрезка принадлежат границе γh, α. Это разностное уравнение решается методом прогонки вдоль всех отрезков при фиксированном α. Полученные результаты расчетов могут позволить разработать технологические режимы сварочных процессов. Например, плотность тока и напряжение, термический цикл в зоне протекания электрического тока между сварочной дугой и заземляющим электродом, увеличение диффузионной подвижности переносимых атомов за счет повышения температуры и т. д. Возможность управления температурой разогрева хорошо видна из расчетов, приведенных на рис. 2. Увеличение расстояния заземляющего электрода к сварочному шву и изменение величины протекающего тока повышает температуру нагрева и может дать возможность управлять микроструктурой совместно с электропереносом, позволяя достигнуть тех структур, которые имеют высокие служебные свойства и низкую температуру хладноломкости.

Заключение Таким образом, предлагаемая нами методика повышения хладостойкости с помощью обработки металла околошовной зоны постоянным электрическим током с возможностью регулирования температуры и тем самым управления микроструктурой околошовной зоны может быть реализована в случае сварных соединений вышеуказанным способом. Технологическими параметрами при этом являются: - расстояние от сварочной ванны до заземляющего электрода x; - сварочное напряжение U и ток I; - скорость движения дуги v = .

Список использованных источников и литературы Семенов Я. С., Аргунова А. А., Сивцев М. Н. Влияние электропереноса на хладостойкость околошовной зоны при электродуговой сварке. // ПМТФ. 1993. № 1. — С. 154—16 0.