Создано 15.04.2016 12:13 Просмотров: 4117
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ
1 |
Своим путём. Российские шельфовые проекты продолжают развитие |
2 |
2 |
Открыто крупнейшее месторождений газа на шельфе |
4 |
3 |
Вопреки льдам и ветрам. Буровая платформа с бетонным основанием для работы в трудных условиях |
4 |
4 |
Ямал – территория масштабных инвестиций в нефтегазодобычу |
7 |
5 |
Турецкий марш. «Газпром» отвоевывает рынки Европы |
10 |
6 |
Долгий путь в Европу |
14 |
7 |
.«Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию новый Южно-Приобский ГПЗ |
17 |
8 |
.«Залог эффективной стабильной работы» |
17 |
9 |
Работа на результат |
20 |
10 |
Российский экспорт. Нефть |
20 |
11 |
Введён в эксплуатацию нефтепровод-отвод «ВСТО-2 – Хабаровский НПЗ» |
21 |
12 |
К вопросу оценки опасности хрупкого разрушения резервуаров для хранения нефтепродуктов |
21 |
13 |
Профессионалы «под ключ» |
25 |
14 |
Проектирование и расчет ЛЧМГ ОАО«Газпром»: основные негативные моменты и их последствия для эксплуатации, диагностики и ремонта |
28 |
15 |
Лазерное сканирование и последующая обработка данных в 3D для повышения качества управления промышленными объектами |
29 |
16 |
Современные перспективные направления применения титана и титановых сплавов для различных отраслей промышленности |
31 |
17 |
Повышение механических характеристик сварных соединений из стали класса прочности К65 |
32 |
18 |
Газопроводы в зоне риска |
38 |
19 |
«Гипротрубопровод»: традиции и инновации |
41 |
21 |
Московские нефтегазовые конференции |
44 |
21 |
Предстоящие конференции |
45 |
1.Своим путём. Российские шельфовые проекты продолжают развитие
От введенных в прошлом году экономических санкций против России больше всего может пострадать освоение шельфа. С этого августа правительство США запретило поставки оборудования, в том числе и уже приобретенного, для Южно-Киринского месторождения на шельфе Охотского моря, которое входит в проект «Сахалин-3» «Газпрома».
На сегодняшний день морские и береговые проекты не сворачиваются. Продолжается обустройство Киринского месторождения на Сахалине, готовится к вводу к эксплуатации Новопортовское месторождение «Газпром нефти» на Ямале, для чего в акватории Обской губы создается морская инфраструктура для вывоза нефти, активно строится порт Сабетта для проекта «Ямал СПГ».
Однако в среднесрочной перспективе - в течение 5-10 лет - дальнейшее продвижение России на шельф под угрозой замедления, потому что за последние двадцать лет отечественные нефтегазовые компании реализовывали проекты преимущественно с использованием импортных технологий. Винить их сложно: бизнес всегда идет по наиболее эффективному пути. Скорее, можно говорить о недостаточном взаимодействии частно-государственного партнерства, которое не сумело найти стимулов для организации отечественного производства.
Долгая дорога к шельфу
Так сложилось, что для России в течение долгого времени развитие шельфа не было актуальным. В советское время, конечно, геологоразведка на морях велась, и на некоторых участках довольно активно, что привело к открытию крупных месторождений. Но запасы углеводородов на суше казались столь значительными, что перспектива освоения российского шельфа казалась крайне отдаленной.
Однако в последнее десятилетие ситуация начала меняться и довольно стремительно. Во-первых, ресурсная база основного региона нефтегазодобычи - Западной Сибири - стала резко истощаться. Все основные промыслы находятся в стадии падающей добычи. В Восточной Сибири, на которую недавно возлагали большие надежды, крупных открытий не сделано.
Компании, да и государство, вновь обратили внимание на шельф. «ЛУКОЙЛ» начал осваивать Балтику и Каспий, «Газпром» и «Роснефть» - Арктику и Сахалин. Сначала ситуация была безоблачной. Российские заказчики привлекали зарубежных исполнителей, набирались опыта и сил отечественные строительные подрядчики.
Например, крупнейший среди строительных компаний ТЭК России «Межрегионтрубопроводстрой» (МРТС), который в течение долгого времени занимался строительством трубопроводов на Крайнем Севере через водные преграды (реки, озера), освоил и подводные морские технологии. Среди реализованных проектов - прокладка подводного перехода магистрального газопровода через Байдарацкую губу в Карском море в рамках проекта «Бованенково-Ухта» суммарной длиной более 280 км (всего было построено четыре нитки диаметром 1219x27мм). Для «ЛУКОЙЛа» компания строила подводный трубопровод до самого северного в мире Варандейского стационарного морского ледостойкого нефтеотгрузочного причала (СМЛОП) в Баренцевом море. Всего с 1999 года компания проложила более 1000 километров подводных трубопроводов.
В 2011 году МРТС первым из отечественных компаний, работающих на российском шельфе, становится генеральным подрядчиком «Газпрома» по обустройству Киринского газоконденсатного месторождения в Охотском море. На расстоянии 28 км от берега прокладывались подводный трубопровод, шлангокабели и устанавливался манифольд на глубине около 100 метров. К этому времени МРТС проложил магистральный газопровод по дну пролива Невельского в Японском море, соединивший газопроводную систему Сахалина и Дальнего Востока. В 2013-м Киринское ГКМ было запущено в эксплуатацию.
По словам руководителя управления строительства МРТС Ивана Маковского, сейчас компания может заменить зарубежных подрядчиков почти по всем основным видам строительных работ в рамках реализации шельфовых проектов.
Арктика за нами
При всей глобальной технологической и технической зависимости от Запада недолгая российская шельфовая история выявила, что отечественные подрядчики могут всерьез конкурировать за морские заказы, потому что владеют уникальным опытом работы. И прежде всего это касается шельфа российской Арктики и северных морей, для которых характерен короткий срок навигации - всего 2-3 месяца, неглубокие промерзающие акватории. Ко всем арктическим проектам можно применить выражение «впервые в мире».
По словам Ивана Маковского, все шельфовые работы реализуются МРТС в установленные заказчиками сроки. Продолжается строительство порта Сабетта на Ямале. Сейчас сооружена причальная стенка протяженностью 975 м и четыре причала, возводятся ледозащитное сооружение и технологическая эстакада для ) отгрузки газа и газового конденсата. Запуск завода «Ямал СПГ» ожидается в 2017 году.
Готовится к промышленной эксплуатации Новопортовское месторождение «Газпром нефти» в ЯНАО, нефть которого будет поступать по подводному трубопроводу до отгрузочного терминала и далее на танкеры.
Под угрозой приостановки
Между тем реализация нескольких проектов может отодвинуться из-за экономических санкций. Прежде всего, речь идет о запуске Южно-Киринского месторождения в Охотском море. Как передает ТАСС: «Правительство США постановило, что экспорт, реэкспорт и передача внутри страны любых изделий, подлежащих экспортному регулированию, в адрес этого месторождения любым лицом без предварительного получения лицензии Бюро промышленности и безопасности (Минторга) чревато неприемлемым риском сточки зрения (нарушения) секторальных санкций против России». Уведомление об этом опубликовано в правительственном вестнике в августе этого года.
Без оборудования и западных технологий России не обойтись. Экономические санкции, которые делают невозможными любые поставки для работ в Арктике и на глубоководном шельфе, пока непреодолимое препятствие для работ на шельфе. По мнению Ивана Маковского, уйти от сильной зависимости от Запада можно только через локализацию сборки оборудования подводно-добычных комплексов. Тогда через 5-7 лет Россия сможет выйти на существенное ограничение или отказ от импорта. При этом не стоит изобретать велосипед, ведь мир продвинулся далеко вперед в освоении шельфа. Наиболее эффективный вариант импортозамещения - покупка лицензий и технологий с последующей организацией производства и эксплуатацией оборудования в России.
Государству необходимо создать такой механизм, чтобы российскому заказчику стало выгодно обращаться к российским производителям и разработчикам. Инженерный уровень отечественных компаний вырастет, если перед ними будут стоять сложные, высокотехнологичные задачи.
Сервис для шельфа
Санкции сделали актуальной проблему сервисного обслуживания, которую также необходимо решать быстро. Уже построенные подводно-добычные комплексы, трубопроводы могут потребовать проведения эксплуатационного обслуживания, выполнения аварийных/ремонтных работ. Быть зависимым от иностранных партнеров крайне опасно, в случае, когда необходимо немедленное реагирование.
По словам Ивана Маковского, МРТС готов оказывать такой набор сервисных услуг. Компания имеет постоянно действующие базы и представительства в Санкт-Петербурге, Архангельске, Сабетте, Сургуте, Южно-Сахалинске и др. МРТС сегодня располагает самым большим специализированным флотом в России.
На многофункциональном судне «Кендрик» были установлены телеуправляемый подводный аппарат (глубина погружения до 3000 метров) и уникальный для отечественной практики глубоководный водолазный комплекс. Это пока единственное в стране судно, оборудованное глубоководным водолазным комплексом, предназначенным для работ на глубинах до 300 метров.
По словам Ивана Маковского, МРТС ведет работу по выбору ниш сервисных услуг, которые, с одной стороны, требуют импортозамещения, с другой - будут востребованы на протяжении долгого времени.
«Offshore[Russia]», №03 (9), 2015г.
2.Открыто крупнейшее месторождений газа на шельфе
Итальянская Eniзаявила об обнаружении самого крупного газового месторождения в Средиземном море. Согласно заявлению, их открытие является «супергигантским». Оно находится у побережья Египта.
Потенциал нового месторождения Zohrплощадью около 100 км2 может составить до 850 млрд. м3 газа, сообщает РИА Новости.
«Zohrявляется крупнейшим месторождением газа, когда-либо открытым в Египте и в Средиземном море», — подчеркивает Eni.
В заявлении компании также отмечается, что ее глава Клаудио Дескальци уже отправился в Каир, чтобы проинформировать об открытии президента Египта. Также глава Eniобсудит открытие с премьер-министром страны и с министром нефти и минеральных ресурсов.
«Когда супергигантское месторождение будет разработано, оно сможет удовлетворять спрос Египта на природный газ в течение нескольких десятилетий», — заключает Eni.
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
3.Вопреки льдам и ветрам. Буровая платформа с бетонным основанием для работы в трудных условиях
Увеличить период разведочного бурения в отличающихся сложной ледовой обстановкой арктических водах — основная задача как для российских, так и для международных нефтяных компаний, работающих в России в рамках совместных предприятий. Одним из рассматриваемых путей решения является применение мобильной буровой платформы с бетонным основанием CONDRILL, предложенной норвежской компанией Kvaerner.
Журнал «Offshore[Russia]»заметил, что «по мнению клиентов Kvaerner, платформа типа CONDRILLявляется единственным оптимальным техническим решением проблемы и будет способна обеспечить круглогодичную эксплуатацию».
В 1990 годы Kvaernerначала работать в ледовых условиях, введя в эксплуатацию первую добывающую платформу на шельфе Ньюфаундленда на месторождении Hibernia, а сейчас строит аналогичную платформу Hebronв той же акватории.
В начале 2000 годов компания обозначила свое присутствие в России, обеспечивая разработку и строительство трех платформ гравитационного типа (GBS) для добычи углеводородов на шельфе Сахалина на Дальнем Востоке. Две из них были поставлены в 2005 году на проект «Сахалин-2», оператором которого является SakhalinEnergy, а еще одна в 2012 году - на «Сахалин-1», оператор ExxonMobil(компания Kvaernerотвечала за проектирование, материально-техническое обеспечение, строительство и установку платформы «Беркут» на месторождении Аркутун-Даги проекта «Сахалин-1» и платформ ЛУН-А и ПА-Б для проекта «Сахалин-2». - Прим. «Offshore[Russia]»).
При появлении плавучего льда традиционные буровые платформы нужно готовить к завершению операций и выводить из зоны проведения работ. По мере продвижения на восток вдоль северного побережья России в сторону Восточно-Сибирского моря продолжительность сезона открытой воды стремительно сокращается, и разведочное бурение может ограничиться одной скважиной в год. В результате эти территории остаются малоизученными.
По мнению вице-президента компании Арнта Кнудсена, бетон является хорошим материалом для Арктики. Он способен в значительной степени противостоять суровым климатическим условиям, в том числе ледовым нагрузкам на опоры и ледниковому выпахиванию. Бетонные опоры при этом практически не нуждаются в дополнительном обслуживании. Платформы, задействованные в проектах на Сахалине, рассчитаны на то, чтобы выдерживать воздействие дрейфующих льдов, низкие температуры (до -44°С), сейсмические возмущения морского дна и, что особенно важно, позволяют проводить буровые операции круглый год.
Концепция передвижной буровой установки CONDRILLучитывает все преимущества платформ с бетонным основанием, которые были описаны выше.Данная платформа может находиться практически в любых арктических условиях - при скоплениях льда до 70% и толщине льда до 1,5 м. Перемещение платформы можно осуществить при помощи буксиров ледового класса с привлечением ледоколов в течение нескольких дней, в зависимости от расстояния до следующей точки бурения.
Платформа CONDRILLбыла разработана для работы в относительно неглубоких водах - от 20 до 60 м, поэтому ее можно успешно использовать на большинстве площадей, расположенных неподалеку от северного побережья России. Спроектированная так же как сахалинские платформы, эта платформа гравитационного типа состоит из четырех опор длиной 40 м, опирающихся на прямоугольное основание размером 130x100 м и высотой 13 м. Размер данной платформы примерно совпадает с таковой на Сахалине - объем бетона достигает порядка 50-100 тыс. м3.
Опорное основание способно выдержать нагрузку верхнего строения платформы весом до 22 тыс. т, что значительно превышает технические требования для стандартных мобильных платформ.
Кроме того, конструкция данной буровой платформы позволяет легко трансформировать ее в добывающую, что в случае обнаружения перспективного объекта дает возможность достаточно быстро ввести его в эксплуатацию. В подобном режиме сегодня уже работают две платформы на шельфе Сахалина: стальная Orlanи платформа смешанной конструкции «сталь-бетон» Molikpaq.
Некоторые площади для хранения буровой техники, а также часть складского пространства могут быть отведены для размещения эксплуатационного оборудования. Бетонные опоры платформы можно использовать для хранения нефти. Конструкция буровой платформы позволяет использовать опоры лишь в качестве хранилищ для дизельного топлива, тогда как в добывающих бетонных платформах подразумевается хранение нефти. Допустимая нагрузка надстройки и просторная палуба позволяют трансформировать платформу в добычную для работы на месторождениях среднего размера.
Российские перспективы
Технология платформ с бетонным основанием оказалась востребованной в России, поскольку она дает возможность локализовать производство, используя отечественные материалы и персонал. Строительство возможно на местах. В частности, для Сахалина Kvaernerоборудовала собственный сухой док рядом с г. Находка (к северу от Владивостока), привлекла и обучила несколько тысяч рабочих, ранее не имевших подобного опыта. Также компания поспособствовала расширению деятельности подрядчиков, обеспечивавших поставки технологических труб и монтаж технологической обвязки. Российский вклад в реализацию двух проектов на Сахалине составил 92% по рабочей силе и 97% - по закупленным материалам. При этом был обеспечен высокий уровень техники безопасности: в ходе реализации проекта «Сахалин-1», потребовавшей 8 млн. человеко-часов, не зафиксировано ни одной травмы с временной потерей трудоспособности персонала.
Недавно «Роснефть» и ExxonMobilобъявили об открытии перспективных структур в Карском море. Для проведения разведочного бурения партнеры, скорее всего, будут вынуждены использовать платформы типа CONDRILL. В то же время введенный США и ЕС запрет на передачу России современных технологий для разведки и добычи в Арктике, являющийся частью санкций в связи с развитием событий в Украине, может затормозить проект. Норвегия, хотя и не член ЕС, также находится в числе стран, объявивших санкции. Впрочем, есть надежда, что, когда платформа будет введена в строй, антироссийские санкции отменят.
Концепция глубоководной платформы типа CONDEEP
Kvaerner, кроме всего прочего, предполагает применить технологию платформ с бетонным основанием для обеспечения добычи в глубоких водах арктических морей, в том числе в бассейне FlemishPassна шельфе восточного побережья Канады, где в 2013 году Statoilи HuskyEnergyоткрыли новое месторождение BayduNord.
Концепция платформы CONDEEPDeepFloaterподразумевает цилиндрические бетонные опоры и другие конструкционные элементы, формирующие структуру из семи цилиндрических опор вокруг основания, оснащенного двенадцатью небольшими сферическими элементами. Последние могут быть использованы как для хранения нефти в объеме до 1,4 млн. барр (0,2 млн. м3),так и для закачки водяного балласта, обеспечивающего запас плавучести платформы. Эти емкости находятся под давлением, что в случае аварии позволяет избежать утечки нефти.
Глубина моря в районе бассейна FlemishPassсоставляет 1100 м, тогда как в районе месторождения GoLiat- 380 м. Следовательно, конструкция платформы по сравнению с предыдущей версией имеет большую осадку для обеспечения лучшей устойчивости, отмечает Кнудсен.
Диаметр донного основания платформы существенно превышает диаметр палубы, что при наличии боковых килей обеспечивает ее высокую стабильность - в штатном режиме работы смещения крайне малы.
Корпус платформы, способный выдержать верхнюю палубу конструкции общим весом 44 тыс. т, изготовлен из высокопрочного бетона, износостойкого по отношению к льдам и айсбергам. Стабильность конструкции обеспечивается за счет нескольких кессонных якорей с анкерными цепями диаметром 16-18” (406- 457 мм), которыми она крепится ко дну. В настоящее время разрабатываются проекты, обеспечивающие отключение причальной системы и райзеров при встрече с айсбергами, способными сдвинуть платформу, как это было с комплексами FPSOв Ньюфаундленде и Лабрадоре в бассейне IcebergAlley.
НикТердре, «Offshore [Russia]», №03 (9), 2015г.
4.Ямал – территория масштабных инвестиций в нефтегазодобычу
Полуостров Ямал является одним из важнейших стратегических нефтегазоносных регионов России. Поэтому промышленное освоение месторождений Ямала и прилегающих акваторий имеет принципиальное значение для обеспечения роста российской добычи газа. В настоящее время на данной территории одновременно реализуется несколько масштабных инвестпроектов. В прошлом номере журнала «Нефть и газ Сибири» мы рассказывали о проекте «Ямал СПГ», сейчас - освещаем другие крупные проекты ЯНАО, которые находятся на различных этапах реализации.
Программа комплексного освоения месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий
Ещё в 2002 году по поручению Президента и Правительства РФ компания «Газпром» совместно с Администрацией ЯНАО разработала проект, согласно положениям которого месторождения Ямала распределялись между тремя промышленными зонами: Бованенковской, Тамбейской и Южной.
Бованенковская промышленная зона объединила три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское, Крузенштернское (лицензии на разработку всех этих месторождений принадлежат Группе «Газпром»), В Тамбейскую зону вошли шесть месторождений: Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское, Малыгинское, Южно-Тамбейское и Сядорское. Наибольшее число месторождений (девять) вошло в Южную промышленную зону, в их числе: Новопортовское, Нурминское, Малоямальское, Ростовцевское, Арктическое, Среднеямальское, Хамбатейское, Нейтинское, Каменномысское (суша).
В целом на полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, разведанные и предварительно оценённые запасы газа которых составляют порядка 16 трлн. куб. м, перспективные и прогнозные ресурсы газа - около 22 трлн. куб. м. Запасы конденсата оцениваются в 230,7 млн. тонн, нефти - в 291,8 млн. тонн.
При разработке проекта программы был не только проведён детальный анализ состояния сырьевой базы Ямала и перспектив её развития, но также рассмотрены технико- технологические аспекты разработки месторождений и транспортировки углеводородов, продумано развитие производственной и социальной инфраструктуры, соблюдение норм промышленной и экологической безопасности, выполнена оценка экономической эффективности и обоснованы меры государственной поддержки при реализации программы.
Бованенковское месторождение
Бованенковское месторождение сегодня по праву считается одним из наиболее перспективных по запасам газа: входит в тройку в России (после Уренгоя и Ямбурга) и пятёрку в мире. Ресурсы месторождения по категориям А, В, С1+С2 оцениваются в 4,9 трлн. м3 природного газа. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 грамма на кубический метр.
Освоения месторождения ведётся на протяжении всего последнего десятилетия: ООО «Газпром добыча Надым», оператор проекта, изначально инициировал строительство ряда важнейших инфраструктурных объектов (пожарной, санитарно- эпидемиологической и экологической безопасности, объектов жизнеобеспечения, промышленных баз и др.). Была построена железная дорога «Обская - Бованенково», газопроводы «Бованенково - Ухта» и «Ухта - Торжок». При строительстве газопроводов использованы высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер). Рабочие уложили около 40 километров обетонированных труб диаметром 1219 мм, рассчитанных на рабочее давление 11,8 МПа на наиболее технически сложном участке системы - подводном переходе через Байдарацкую губу.
23 октября 2012 года месторождение было официально введено в эксплуатацию. Обозначая перспективы и условия его развития в рамках конференции «Ямал Нефтегаз-2014», генеральный директор ООО «Газпром добыча Надым» Сергей Меньшиков рассказал, что план разработки проекта рассчитан на 28 лет и за это время планируется добыть 2,5 трлн. кубометров газа.
Новопортовское месторождение
Крупное разрабатываемое нефтегазоконденсатное месторождение Ямала - Новопортовское - является одним из приоритетных проектов «Газпром нефти» на ближайшие годы. Оно расположено в юго-восточной части полуострова в ЯНАО (в 250 км к северу от г. Надыма, в 30 км от побережья Обской губы). Извлекаемые запасы месторождения по категории С1 и С2 — более 250 млн. тонн нефти и конденсата, а также более 320 млрд. кубометров газа (с учётом палеозойских отложений).
В 2013 году «Газпром нефть Новый Порт» (оператор проекта, дочернее предприятие «Газпром нефти») завершила программу бурения в рамках опытно-промышленной эксплуатации месторождения. В 2014 году «Газпром нефть» приступила к выполнению программы эксплуатационного бурения. Сегодня на «Новом Порту» продолжается создание инфраструктуры, необходимой для его полномасштабной разработки. В дальнейшем нефть будет отгружаться через расположенный на мысе Каменный комплекс по перевалке, строительство которого завершится к концу 2015 года. Месторождение и терминал соединит 100-километровый нефтепровод. Мощность комплекса - до 8,5 млн. тонн нефти в год, на полке добыча составит 13 млн. т/год.
Проект «Мессояха»
Проект «Мессояха» представляет огромный интерес, как для Ямала, так и для страны в целом, поскольку предполагает освоение самых северных российских месторождений, расположенных на суше - Западно-Мессояхского и Востонно-Мессояхского месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождения открыты в 1980-х годах и являются самыми северными из известных нефтяных месторождений России, находящихся на суше. Извлекаемые запасы нефти Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений оцениваются в 620 миллионов тонн, на газ приходится около 230 миллиардов кубометров.
Лицензии на разведку и разработку принадлежат ЗАО «Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируется компаниями «Газпром нефть» и «Роснефть». «Газпром нефть» выполняет функции оператора проекта.
Первая нефть с Восточно-Мессояхского месторождения была получена в октябре 2012 года в рамках опытно-промышленных работ. Спустя два года началось строительство основных объектов инфраструктуры, необходимых для запуска месторождения. Месторождение и сейчас представляет собой огромную стройку: прямо посреди тундры вырастают резервуары, одно- и двухэтажные здания, а также многочисленные сваи, которые составляют основу для будущих объектов строительства. В целом на месторождении работает около 100 человек и ещё 240 - в тюменском офисе.
До конца года на проекте «Мессояха» будет завершено строительство 21 скважины, а к моменту запуска месторождения в промышленную эксплуатацию количество скважин возрастёт до 63. К слову, полномасштабную разработку месторождения планируется начать уже в 2016 году. А пока на «Мессояхе» продолжается испытание резервуаров центрального пункта сбора нефти и приёмо-сдаточного пункта. В административно-бытовом корпусе и общежитии производится внутренняя отделка, ведётся монтаж машинного зала газотурбинной электростанции, начато обустройство кустов скважин.
Прокладывается надземный нефтепровод на опорах с термостабилизацией грунта, который обеспечит доставку нефти в нефтетранспортную систему «Заполярье-Пурпе».
Для обеспечения транспортировки ямальского газа с газоконденсатных месторождений в период до 2030 года планируется создание уникальной, не имеющей аналогов в России газотранспортной системы нового поколения. Ямальский газ будет транспортироваться по направлению Ямал - Ухта (5-6 ниток) протяжённостью около 1100 километров, и далее по направлению Ухта - Грязовец, Грязовец - Торжок, Грязовец - Ярославль, Ухта - Починки. Общая протяжённость транспортировки ямальского газа по новым газопроводам составит более 2500 километров.
Новая газотранспортная система, которая в будущем станет ключевым звеном ЕСГ России, будет обеспечивать транспортировку газа с месторождений полуострова Ямал в объёме более 300 млрд. куб. м в год и включать в себя 27 современных компрессорных станций суммарной мощностью 8600 - 11600 МВт. При этом общая протяжённость линейной части магистральных газопроводов составит порядка 12 - 15 тыс. километров. Создание газотранспортной системы с полуострова Ямал будет способствовать полномасштабной реконструкции действующей Единой системы газоснабжения России.
Технологические и географические особенности ямальских проектов
При обустройстве месторождений полуострова Ямал и создании новой газотранспортной системы предусмотрено использование передового отечественного опыта и ряда новейших технологий и технологических решений, наиболее значимыми из которых являются:
• использование единой производственной инфраструктуры для добычи газа из сеноманских и аптских залежей;
• применение теплоизолированных труб при строительстве и эксплуатации скважин с целью предотвращения растепления многолетнемёрзлых пород;
• сокращение фонда наблюдательных скважин за счёт совмещения функций контроля за разработкой разных залежей в одной скважине;
• впервые при строительстве магистральных газопроводов будут использованы высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали марки K6S(Х80) с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанные на рабочее давление 11,8 МПа (120 атмосфер), а также новые технологии и материалы при сварке;
• применение на компрессорных станциях энергосберегающего оборудования нового поколения с КПД 36 - 40%.
Поскольку полуостров Ямал отличается достаточно низкой развитостью транспортной инфраструктуры, масштабное промышленное освоение региона невозможно без соответствующего развития авиационного и железнодорожного сообщения. Для обеспечения возможности круглогодичных грузопассажирских перевозок на полуостров Ямал была построена новая железнодорожная линия «Обская - Бованенково» протяжённостью 525 км. Продолжается строительство мостов, коммуникаций, объектов связи. Отдельные объекты, такие как мостовой переход через пойму реки Юрибей, поистине уникальны. Данный остовой переход не имеет аналогов в мировой практике мостостроения, как по особенностям конструкции, так и по климатическим и геокриологическим условиям строительства и эксплуатации. В частности, сооружение перехода не предполагало отсыпку грунта, что позволило сохранить экосистему поймы реки. Для обеспечения надёжности опор перехода в вечной мерзлоте были пробурены скважины на глубину от 20 до 40 м.
При освоении месторождений Ямала предусмотрена реализация целого комплекса мероприятий по защите окружающей среды, предотвращению и минимизации возможного воздействия на экосистему в процессе проведения строительных работ и эксплуатации. Эти мероприятия, в частности, включают:
• проведение постоянного экологического мониторинга в периоды строительства и эксплуатации месторождений;
• разработку технологических и специальных мероприятий, обеспечивающих снижение негативного воздействия на приземный слой атмосферы;
• использование замкнутых систем водоснабжения, обеспечивающих недопущение загрязнения поверхностных водоёмов и почвы;
• применение специальных технологий, снижающих тепловые и механические воздействия на мёрзлые грунты;
• разработку специальных щадящих режимов освоения территорий;
• применение технических решений, позволяющих уменьшить площадь изымаемых из оборота земель, а также их техническая и биологическая рекультивация;
• недопущение проведения строительно-монтажных работ в период весеннего гнездования птиц;
• осуществление забора воды с использованием рыбозащитных устройств;
• организация беспрепятственной миграции стад северных оленей с помощью специальных переходов через линейные коммуникации.
Одним из базовых принципов промышленного освоения Ямала является гармоничное сочетание развития индустрии на полуострове и бережного отнс шения к традиционному укладу жизни коренных малочисленных народов.
Такой подход позволяет обеспечить сохранение традиционных видов деятельности коренного населения (оленеводство, рыбный и охотничий промысел, сбыт продукции традиционной экономики в рамках долгосрочных договоров с предприятиями-недропользователями, осуществляющими свою деятельность на территории полуострова Ямал, гарантированное возмещение коренному населению ущерба от хозяйственной деятельности недропользователей.
Уверенное развитие экономики России, рост благосостояния страны невозможны без масштабного освоения богатейших природных ресурсов. Выполнение закладываемых в Энергетической стратегии России до 2030 года темпов и параметров увеличения добычи природного газа напрямую связано освоением нового нефтегазодобывающего региона - полуострова Ямал.
Являясь наиболее изученным и подготовленным к освоению, Ямал близко расположен к существующей газотранспортной инфраструктуре, обладает значительными запасами и высокими добычными возможностями. Нигде более в России невозможно всего за два десятилетия создать подобный нефтегазодобывающий комплекс. По этой причине именно освоение Ямала будет играть решающую роль в развитии газовой промышленности России в XXI веке.
«НЕФТЬ и ГАЗ СИБИРИ», №03, 2015г.
5.Турецкий марш. «Газпром» отвоевывает рынки Европы
По оценкам экспертов, к 2035 году импорт газа в Европейский Союз возрастет на 49 % по сравнению с 2012. При этом Россия будет стремиться сохранить на рынке самую большую долю. К этой цели стремится «Газпром», который активно продвигает новые трубопроводные проекты. Один из них — «Турецкий поток» мощностью 63 млрд. м3/г.
Идею проложить трубу через Черное море в Турцию в рамках проекта «Голубой поток II» «Газпром» предложил еще в 2002 году. Новый трубопровод проходил бы параллельно уже построенному «Голубому потоку».
Однако пять лет спустя «Газпром» объявил о намерении построить «Южный поток», который позволил бы ему отказаться от транзита сразу через две страны — Украину и Турцию. После визита в Турцию 1 декабря 2014 года российский президент Владимир Путин заявил о закрытии и этого проекта, место которого занял «Турецкий поток» — газопровод мощностью 63 млрд. м3/г. Он должен удовлетворить растущий спрос на газ в Турции и обеспечить поставки в страны Южной Европы.
Новый газопровод пройдет по гораздо более короткому маршруту, чем «Южный поток», и поэтому обойдется намного дешевле. Председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер заявил, что странам ЕС стоит немедленно приступить к строительству до границы с Турцией газотранспортной системы, тем самым давая понять, что отказывается от «Южного потока» и что Россия по-прежнему стремится поставлять газ на европейские рынки (Рис. 1).
Ситуация на Украине существенно повлияла на реализацию проекта. Отношения между Евросоюзом и Россией в энергетической сфере ухудшились, рабочую группу по строительству «Южного потока» расформировали. При этом затраты на новый трубопровод, которые первоначально предполагались в размере $40 — 45 млрд., стремительно возросли.
«Газпром» какое-то время продолжал работу по проекту. Были подготовлены суда-трубоукладчики, завершалось строительство компрессорной станции «Русская». В порту Варны (Болгария) дожидались трубы для прокладки первой нитки «Южного потока» (проект предусматривал четыре параллельные нитки), а трубы для второй уже были заказаны.
Всего «Газпром» потратил на «Южный поток» $4,7 млрд., включая средства, которые пошли на подготовку укладки морской и континентальной веток трубопровода, аренды судов-трубоукладчиков и строительство компрессорных станций (рис. 2). Таким образом, было сделано около 40% от общих капиталовложений в объеме $20 млрд. для строительства первых двух веток газопровода суммарной производительностью 30 млрд. м3/г.
По мнению аналитиков рынка, строительство «Турецкого потока» обойдется «Газпрому» порядка $10 млрд., что российская экономика несомненно «потянет», несмотря на резкое падение темпов роста. И, без сомнения, газовый концерн сумеет найти выход, чтобы соответствовать условиям Третьего энергетического пакета ЕС.
Отказ от «Южного потока» позволит значительно сэкономить России, которая могла попасть в зависимость от болгарского правительства и Евросоюза после того, как были бы уложены все секции подводной части трубопровода. Согласно экспертной оценке, газопровод мощностью 63 млрд. м3/сут. обошелся бы в $40 млрд., из которых $17 млрд. пошло бы на строительство магистральных газопроводов в российской части, $14 млрд. — на подводный участок и $9,5 млрд. — на европейский.
Россия рассчитывает, что у нее не будет проблем с реализацией газа первой очереди «Турецкого потока» в объеме 30 млрд. м3/г, причем по ценам более высоким по сравнению с европейскими.
Не вызывает сомнений, что «Турецкий поток» будет построен гораздо быстрее «Южного потока». Сейчас уже идет строительство газовой системы «Южный коридор», трубопроводы которой пройдут по западному и восточному маршрутам по восьми российским регионам. «Газпром» планирует создать специальную дочернюю компанию для строительства «Турецкого потока», а также продлить сроки аренды двух судов-трубоукладчиков, ранее зафрахтованных для строительства подводного участка «Южного потока».
Однако до сих пор нет ясного понимания, какие страны еще станут покупать «турецкий» газ.
Газотранспортная инфраструктура Юго-Восточной Европы относительно слабо развита, что затруднит поставки газа из Греции или южной Болгарии. «Газпром» надеется, что ЕС окажет помощь своим южным членам в строительстве трубопроводов. Если этого не произойдет, то жизнеспособность «Турецкого потока» будет под вопросом.
Строительство «Турецкого потока» увеличит российскую долю на турецком рынке до почти 70% общего объема поставок. Турция получит крупный газовый хаб, что усилит позицию страны на переговорах об ее членстве в ЕС.
«Газпром» объявил, что берет на себя затраты на строительство морского участка газопровода и предложил местным подрядчикам принять участие в строительстве континентального участка на территории Турции. Правда, имена потенциальных участников проекта до сих пор не объявлены.
В идеале Турция может стать не только транзитной страной для российского газа, но и новым экспортером газа через хаб, который планируется построить на границе с Грецией. Впрочем, это станет возможным только после того, как турецкий рынок газа будет либерализирован. Кроме того, стране придется построить инфраструктуру для хранения и транспорта газа. Пока у Турции газовые хранилища весьма ограниченных объемов, вопрос о создании газовой биржи все еще обсуждается в правительстве.
По мнению Еврокомиссии, в Юго-Восточной Европе нет достаточного спроса на газ, чтобы строить магистральный трубопровод типа «Турецкого потока». Даже в том случае, если «Газпром» возьмет на себя финансирование строительства первых двух ниток газопровода, Евросоюз вряд ли одобрит поставки дополнительных 30 млрд. м3/г в регион, где даже к 2030 году ни одна из стран не сможет потреблять природный газ свыше 5 млрд. м3/г. В 2013 году суммарный спрос на газ в Болгарии, Сербии и Греции составлял всего порядка 9 млрд. м3. По мнению вице-президента Энергетического Союза ЕС Мароша Шефчовича, поставки газа в объеме 63 млрд. м3/г значительно превысят потребности региона.
Между тем ЕС поддерживает идею строительства Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР) газопроводов, которые обеспечат суммарные поставки газа в объеме 16 млрд. м3/г при строительстве первой очереди и 31 млрд. м3/г при второй, то есть менее половины производительности «Турецкого потока», на что сослался еврокомиссар, оценивая экономическую эффективность «Турецкого потока».
Российско-украинский контракт на транзит газа в Европу заканчивается в 2019 году, что, похоже, заставит страны Западной Европы искать альтернативные поставки.
После того как ЕС отверг идею строительства «Южного потока», он лишился возможности получать российский газ по новой газовой сети и будет вынужден финансировать обновление слабо развитой системы газопроводов в Юго-Восточной Европе. Евросоюз предложил программу финансирования, однако ее объем явно недостаточен для поставок газа на запад в объеме 30 млрд. м3.
Тем не менее, еврокомиссар по энергетической политике и изменению климата рассматривает создание «южного газового коридора» — трубопроводов TANAPи ТАР — главным способом диверсифицировать поставки природного газа в Евросоюз.
Правительство Азербайджана уверено в том, что строительство газопроводов TANAPи ТАР будет продолжено, поэтому никак не отреагировало на российское заявление о начале строительства «Турецкого потока». Турция и Азербайджан намерены создать межправительственный энергетический совет, в который могут войти 18 государств (в том числе и Россия), хотя между ними и существуют противоречия.
К тому времени, когда Турция начнет получать азербайджанский газ, порядка 40 млрд. м3/г газа будет приходить из России по двум веткам «Турецкого потока», которые, как ожидается, войдут в строй в декабре 2016 года. Кроме того, «Газпром» получит значительное преимущество, если за свой счет построит газовый хаб на греческо-турецкой границе.
Сейчас Россия и Турция ведут переговоры о месте будущего газового хаба. Рассматриваются две конечные точки для нового газопровода — Самсун и Стамбул. Министр Йылдыз заявил, что турецкая сторона предпочла бы, чтобы строительство началось в провинции Фракия вблизи Стамбула, так как в Самсуне заканчивается газопровод «Голубой поток». Кроме того, европейская часть Турции потребляет большие объемы газа, которые приходится поставлять по трансбалканской газотранспортной системе. Россия настаивает, чтобы новый газопровод прокладывался параллельно «Голубому потоку» и заканчивался в Самсуне.
Выбор может значительно повлиять на сроки реализации проекта. Российский вариант позволяет избежать дополнительных подводных исследований, так как он в принципе повторяет маршрут «Голубого потока», но, правда, при этом потребуется строительство больших наземных хранилищ.
Подводные нитки трубопровода «Турецкий поток» пройдут по давно изученной трассе «Южного потока», по крайней мере, до точки, когда газопровод повернет от болгарской экономической зоны и направится на турецкое побережье, где будет подключен к трансбалканской газортанспортной системе южнее болгарской границы.
Технические проблемы в целом решены. Суда-трубоукладчики стоят в болгарском порту Варны. Теперь дело за выбором маршрута.
Эльмар Багиров, «Oil& GasJournalRussia», №09, 2015г.
6.Долгий путь в Европу
Дойдет ли туркменский газ до европейского рынка к 2019 году?
Туркменистан, входящий в четверку стран-лидеров по запасам газа, стремится диверсифицировать маршруты экспорта газа на мировые рынки. В настоящее время туркменский газ поставляется в Россию, в Китай и в соседний Иран. Среди активно разрабатываемых новых направлений газового экспорта проект Транскаспийского трубопровода занимает особое место. Если удастся его реализовать, Туркменистан впервые в истории своей государственной независимости получит прямой доступ на рынок Европы. Европейцы и сейчас получают туркменский газ, но с «маркировкой» из России, которая закупает и перепродает его на европейском рынке уже как собственное сырье и со своей наценкой. Но с каждым годом это становится все труднее.
Реализация Транскапийского газопровода даст возможность Туркменистану самостоятельно выбирать покупателей в Европе и устанавливать цену на «голубое топливо». Большее число импортеров и новый маршрут поставки позволят Ашхабаду нарастить объемы газового экспорта, что укрепит энергетическую безопасность страны по сравнению с нынешней ситуацией. Европа ждет первый туркменский газ уже к 2019 году, когда начнет функционировать «южный газовый коридор» (ЮГК), который прокладывается через Азербайджан, Грузию и Турцию. Однако Ашхабаду предстоит не только найти нишу для своего газа в системе ЮГК, но и урегулировать ситуацию с Россией и Ираном, которые не поддерживают проект ТКГ, видя в нем конкурента для собственного газового экспорта в Европу.
Решено создать рабочую группу на уровне заместителей отраслевых министерств Туркменистана, Азербайджана, Турции и ЕС. Подчеркивается значимость инициативы по созданию Корпорации по развитию Каспия (CaspianDevelopmentCorporation). Со стороны ЕС предложено создать консорциум с участием крупнейших европейских компаний, которые будут финансировать строительство газопровода.
По оценке международных экспертов, через 10 — 20 лет Европа будет заинтересована импортировать из Туркменистана до 30 млрд. м3 газа в год. Поэтому уже сейчас ЕК отводит важную роль проекту Транскаспийского газопровода, который пройдет по дну Каспия от побережья Туркменистана до Азербайджана и станет частью «южного газового коридора», который предполагает поставки газа, в частности азербайджанского, из Каспийского региона в Европу.
Официальные лица Ашхабада и Баку считают, что для прокладки трубы по дну Каспия, правовой статус которого пока не определен, достаточно согласия Туркменистана и Азербайджана, по территории которых проляжет трубопровод. Причем Азербайджан сегодня выражает готовность предоставить свою территорию, транзитные возможности и инфраструктуру для осуществления данного проекта.
Как сказал вице-президент Европейской комиссии Марош Шефчович, ЕС рассчитывает получать природный газ из Туркменистана уже в 2019 году. К тому времени будет готова и газотранспортная инфраструктура, связывающая Азербайджан с европейскими покупателями, такими как Греция, Албания и Италия. Так что Баку предназначена не только роль поставщика, но и транзитера, а это для Азербайджана — дополнительные доходы.
Забытая альтернатива
В 2007 году официальный Ашхабад начал рассматривать возможность диверсификации газового экспорта и заговорил о Транскапийском газопроводе, как об одном из возможных альтернативных маршрутов газового экспорта. Тогда-то Москва сделала Туркменистану предложение, от которого трудно было отказаться. «Газпром» заявил о готовности проложить Прикаспийский трубопровод, который пройдет вдоль восточного побережья Каспия по территории Туркменистана, Казахстана и далее вольется в газотранспортную сеть России. Таким образом, уверяли представители «Газпрома», у Туркменистана и Казахстана появится возможность экспортировать свой газ через российскую территорию напрямую в страны Европы.
В декабре 2007 года в Москве между правительствами России, Казахстана и Туркменистана было подписано Соглашение о строительстве Прикаспийского газопровода. Предполагалось, что он будет построен и введен в эксплуатацию не позднее конца 2010 года.
Однако уже в октябре 2010 года Россия уговорила Туркменистан «приостановить» проект строительства Прикаспийскиого трубопровода, ссылаясь на слабый спрос на газ в Европе.
Остаётся открытым вопрос: кто будет инвестировать в строительство ТГК и кто будет владеть в Туркменистане теми газовыми активами, которые станут ресурсной базой для поставок по трубопроводу.
По этим вопросам у Туркменистана и его потенциальных партнеров пока мнения не совпадают. Ашхабад стремится предложить европейцам свою схему: раз Европа нуждается в туркменском газе, то и инвестировать в строительство ТКГ должны европейские компании. Туркменистан собирается продавать газ на своей границе, а точнее, на своем берегу Каспия, откуда возьмет начало трубопровод. Его транспортировка по морскому трубопроводу ТКГ и далее по системе трубопроводов на территории Азербайджана, Грузии, Турции и уже в Европу — это дело самих покупателей.
Запасы Туркменистана
Туркменистан обладает углеводородными ресурсами до 71,2 млрд. т нефтяного эквивалента, из которых 18,2 млрд. т приходится на лицензированные оффшорные блоки в своем секторе Каспийского моря.
По данным отчета BP(StatisticalReview2014], запасы газа составляют 17,5 трлн.м3.
Основные ресурсы приходятся на месторождения Галкыныш (Galkynysh) (21,2 трлн. м3 согласно аудиту британской компании GCA) и Яшлар (Yashlar) (5,0 трлн. м3).
В 2015 году намечено добыть 83,8 млрд. м3, экспортировать 48 млрд. м3.
Экологический предлог
Выступая против строительства ТКГ, Россия и Иран в качестве аргументов приводят нерешенность статуса Каспийского моря и экологическую угрозу для окружающей среды. В июне 2015 года официальный представитель МИД РФ Александр Лукашевич отметил, что западные природоохранные организации предпочитают не замечать потенциальных угроз для природы и человека в Каспийском регионе, а в докладах ЕС, где говорится об отсутствии опасности строительства ТКГ для окружающей среды, «превалирует субъективное суждение».
Однако некоторые эксперты склонны видеть другую причину такой позиции России и Ирана. По мнению американского эксперта по Центральной Азии Брюса Паньера, несмотря на заявления России об угрозе для экологии Каспия Транскаспийского трубопровода, нет никаких оснований полагать, что этот газопровод представляет больше опасности для Каспийского моря, чем российский «Голубой поток» для Черного моря. Эксперт отметил, что Россия всегда поднимает вопрос «экологических последствий», когда речь идет о Транскаспийском газопроводе. «При этом Россия построила газопровод «Голубой поток» по дну Черного моря».
А в этом году «Газпром» планирует начать строительство «Турецкого потока» мощностью 63 млрд. м3/г, который также пройдет по дну Черного моря до Турции. Компания уже построила два трубопровода по дну Балтийского моря, поэтому, видимо, с экологической безопасностью там все нормально, иначе «Гринпис» и другие международные природоохранные организации не позволили бы российскому концерну осуществить эти проекты.
Таким образом, по словам Брюса Паиьера, заявление представителя российского МИДа имело целью оказать давление на Туркменистан и Азербайджан, напомнить им и ЕС, что Россия не согласна со строительством Транскаспийского газопровода и будет препятствовать попыткам его осуществления.
По заказу Всемирного банка компания RSKEnvironmentltd. провела предварительные экологические исследования, которые подтвердили, что ТКГ является с экологической точки зрения безопасным маршрутом и что сегодня Туркменистан и Азербайджан имеют все возможности осуществить его в рамках двусторонних мероприятий. Итоги исследования полностью будут обнародованы до конца 2015 года.
В международной практике накоплен достаточный опыт реализации сложнейших с технологической точки зрения проектов по прокладке морских трубопроводов. Безусловно, не всегда все обходится гладко. В свое время были проблемы у «ЛУКОЙЛа» в Северном Каспии, не так давно возникли проблемы с утечкой в трубопроводах в проекте по освоению Кашагана в Казахстане.
Тем не менее, ошибки исправляются и находятся безопасные с экологической точки зрения варианты, которые дают возможность для дальнейшего продолжения проектов. Акцентирование внимания международной общественности на экологических аспектах нефтегазовых проектов, безусловно, полезно, но не в качестве повода для запрета, а в качестве стимула к совместному поиску верных решений, которые обеспечат реализацию проектов для достижения всеобщей энергетической безопасности.
ИванЗаблуднев, аналитик, «Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
7.«Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию новый Южно-Приобский ГПЗ
«Газпром нефть» и «СИБУР» ввели в эксплуатацию новый Южно-Приобский газоперерабатывающий завод. Запуск состоялся 3 сентября в Ханты-Мансийском автономном округе.
Мощность переработки Южно-Приобского ГПЗ составит 900 млн. м3/г попутного нефтяного газа (ПНГ). Коэффициент извлечения целевых компонентов на ГПЗ превысит 95%, что соответствует современным мировым требованиям.
Строительство завода началось в феврале 2014 года на базе Южно-Приобской компрессорной станции и осуществлено в рамках совместного предприятия «Газпром нефти» и «СИБУРа», которым компании управляют на паритетных началах. Южно-Приобский ГПЗ спроектирован НИПИГАЗом, ведущим российским центром по инжинирингу и управлению строительством предприятий нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической отраслей. Завод построен по новейшим технологиям, с соблюдением всех требований в области производственной безопасности и охраны окружающей среды и с привлечением российских подрядных организаций.
Южно-Приобский ГПЗ станет одним из составных элементов развития Западно-Сибирского нефтехимического кластера, предусмотренного государственным Планом развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года.
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
8.«Залог эффективной стабильной работы»
«Транснефть» вела в эксплуатацию новый технологический тоннель между производственными площадками перевалочного комплекса «Шесхарис» в Новороссийске. Участие в торжественной церемонии принял президент России Владимир Путин, назвавший запуск этого объекта большим событием и для региона, и для всей отрасли.
Мероприятие, посвященное запуску технологического тоннеля, получилось весьма представительным. Вместе с главой государства на производственную площадку «Грушовая» перевалочного комплекса «Шесхарис» прибыли министры, главы регионов, сотрудники Администрации Президента, многочисленные журналисты.
Президент АК «Транснефть» Николай Токарев в деталях рассказал главе государства о ходе реконструкции. Генеральный директор АО «Черномортранснефть» Александр Зленко на специальном макете, детально отображающем все площадки перевалочного комплекса, показал Владимиру Путину принцип действия вводимого тоннеля и объяснил особенности перевалки на одном из крупнейших морских терминалов России.
-Хочу поздравить всех, кто принимал участие в этой масштабной работе, — сказал в своем выступлении Президент России. — Это действительно большое событие.
И для региона, и для всей отрасли. Работа велась в непростых геологических условиях, потребовала профессионализма от всех участников данного процесса, интересных технических решений. Тоннель связывает воедино все звенья комплекса, весь технологический процесс. Это позволяет существенно оптимизировать прием, хранение, отгрузку углеводородов и дальнейшую транспортировку через порт Новороссийск.
Владимир Путин напомнил, что через этот южный порт экспортируется более 40 млн. т нефти и нефтепродуктов в год.
Погрузка танкера «Петрозаводск» на причале № 2 будет осуществляться из резервуарного парка «Грушовая». Президент РФ дал разрешение начать погрузку, диспетчер нажал нужную кнопку, и нефть по новому тоннелю устремилась к танкеру.
Напомним, что транспортировка сырья и нефтепродуктов от «Грушовой» к причалам морского терминала порта Новороссийск происходит без применения насосного оборудования — самотеком, за счет разницы высот. «Грушовая» находится на высоте 350 метров, а площадка «Шесхарис» — это всего 50 метров над уровнем моря.
Что же до нового тоннеля, то это сооружение — поистине уникальное. 17 месяцев строители с помощью автоматизированного тоннелепроходческого комплекса вгрызались в скальный грунт Маркхотского хребта. Средняя скорость проходки составляла восемь метров за смену. Всего было выбрано более 38 тыс. кубометров грунта, пройдено 3,2 км скальных пород. Работы велись круглосуточно. Для строительства тоннеля использовали более 7 тыс. кубометров бетона, смонтировали 2353 бетонных кольца.
Диаметр тоннеля — 3,3 метра. В него уложено девять трубопроводов, семь из которых — в защитных футлярах для нефти и нефтепродуктов. Также в тоннеле разместились две трубы промышленной канализации. Бетонную полость тоннеля заполнили забутовочной смесью с добавлением бентонита и пластификатора.
Как уже было сказано, ввод в строй нового технологического тоннеля — важнейший, но в то же время и лишь очередной этап масштабной реконструкции всего перевалочного комплекса «Шесхарис», который эксплуатируется с 1964 года. Его основные фонды требуют замены. Обновлять будут, прежде всего, резервуарный парк и технологические трубопроводы.
Практически все железобетонные резервуары (ЖБР) на обеих площадках ПКВвод в строй нового технологического тоннеля - важнейший, но в то же время и лишь очередной этап масштабной реконструкции всего перевалочного комплекса «Шесхарис»
«Шесхарис» предстоит заменить на резервуары вертикальные стальные (РВС). Капитально ремонтировать ЖБР экономически необоснованно. Тем более что сегодня «Транснефть» строит в основном металлические хранилища с понтонами либо с плавающими крышами, которые значительно уменьшают выбросы паров углеводородов в атмосферу.
В прошлом году на площадке «Грушовая» было построено два имеющих теплоизоляцию резервуара объемом по 30 тыс. м3. Это позволит хранить в них мазут, у которого довольно низкая температура застывания. Также было возведено два резервуара под дизельное топливо. Ведь с прошлого года мы поставляем его на экспорт в стандарте Евро-5. Что касается замены технологических трубопроводов, то теперь их будут прокладывать не под, а над землей.
-Причина — в высокой сейсмичности территории, на которой мы находимся, — пояснил директор «Шесхариса». — Здесь возможны землетрясения до девяти баллов, а нормы проектирования, применяемые сегодня, предписывают в условиях таких значений прокладывать нефтепроводы только надземно, чтобы при разломах земной коры не произошло повреждения подземной трубы. Надземные трубопроводы будут размещаться в железобетонных технологических лотках, чтобы во время возможной сейсмической активности можно было визуально их контролировать.
Вадим, Оноприюк, «Трубопроводный транспорт нефти», №09, 2015г.
9.Работа на результат
Опыт возведения объектов ОАО «АК «Транснефть» показал, что одна из главных причин внесения изменений в проектную документацию в ходе строительства - это несоответствие результатов инженерно-геологических изысканий и фактических условий.
Задача по обеспечению достоверности этих данных возложена на специальное управление, созданное на базе ООО «Транснефть надзор».
Инженерно-геологические изыскания по своей себестоимости составляют не более 1 — 2% общей стоимости объекта, а при некачественном их выполнении цена строительства может увеличиться на 10 — 15%. Качественное же выполнение изысканий может дать значительную экономию не только при строительстве, но и при последующей эксплуатации объектов. А ошибки обходятся очень дорого. Классический пример тому — Пизанская башня. Конечно, именно благодаря своему наклону она стала знаменита на весь мир, но нужна ли «слава» подобного рода объектам ОАО «АК «Транснефть»?
Вся история развития строительства отражает борьбу за повышение качества получаемой инженерно-геологической информации.
Инженерная геология — единственная наука, которая в состоянии составить точную картину строения площадки и физико-механических свойств грунтов. Она может достоверно обосновать возведение объекта без перерасхода стройматериалов и качественно рассчитать конструкцию фундаментов, что способствует сокращению сроков и стоимости строительства.
К сожалению, культура инженерно-геологических изысканий подрядных организаций не всегда и не во всем соответствует высоким стандартам трубопроводной компании. За достоверность и качество данных отвечает внутренняя система контроля организации, проводящей непосредственно изыскания. Однако внутренний контроль не всегда достаточно эффективен, а нередко выполняет свои функции формально. Отмечены случаи, когда исполнители инженерных изысканий минимизируют затраты, фальсифицируют результаты, при этом значительно сокращая объемы и виды полевых работ и нарушая технологию их проведения.
Характерные «ошибки» охватывают практически весь спектр проводимых работ. В их числе нарушения технологии производства буровых работ, выполнения геофизических и гидрогеологических исследований, низкий квалификационный уровень персонала, несоблюдение сроков и условий хранения многолетне мерзлых грунтов, требований упаковки и условий транспортировки образцов грунтов, некорректное ведение полевой документации, выполнение полевых испытаний с нарушениями программы инженерных изысканий и требований действующих нормативно-технических документов (НТД). Так как же противодействовать этому?
Последствия некачественных или неучитываемых инженерно-геологических изысканий
Землетрясение в Нефтегорске
Землетрясение на острове Сахалин магнитудой около 7,6, произошедшее 28 мая 1995 года в час ночи по местному времени, полностью разрушило поселок Нефтегорск. Под обломками зданий погибли 2040 человек из общего населения в 3197 человек. Удар стихии не выдержали именно те 17 крупноблочных домов, которые не были предназначены для сейсмоопасных районов. Их строительство производилось при полном игнорировании геофизических данных.
Прорыв плотины в США
Плотина была расположена вдоль геологического разлома, выходящего к поверхности. Грунт под самой плотиной состоял в основном из обломочных пород, причем все время размывался водами каньона. 12 марта 1928 года несколько секций плотины, весом 3 тыс. т каждая, были отброшены валом воды, несущим миллиарды литров в долину Санта-Клара. Волна достигала 38 м в высоту и 3 км в ширину. Погибло около шестисот человек.
Управление надзора за инженерными изысканиями молодое не только по факту создания. Средний возраст сотрудников 27 — 30 лет. Сейчас в штате 59 специалистов, при этом 49 из них трудятся в двенадцати обособленных подразделениях ООО «Транснефть Надзор», расположенных в основных «нефтетранспортных» городах страны.
Специалисты управления выполняют полный комплекс работ по надзору за инженерно-геологическими изысканиями. Контроль начинается с проверки программы изысканий. Сотрудники управления проверяют необходимость и достаточность объемов работ для принятия проектных решений, их соответствие требованиям нормативно-технической документации РФ и регламентирующих документов ОАО «АК «Транснефть».
Следующий этап — допуск исполнителей инженерных изысканий к производству работ, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства.
При этом специалисты р ООО «Транснефть Надзор» предоставляют организациям системы «Транснефть» оперативную информацию о выполняемых изысканиях. Это позволяет при необходимости вносить корректировки в организацию и проведение работ.
Нарушения фиксируются специалистами ООО «Транснефть Надзор», а исполнителю инженерных изысканий выдается предупреждение о возможной остановке или предписание на остановку изысканий.
Кроме того, проверяется способность лаборатории исполнителей выполнить в установленные сроки весь объем планируемых исследований, наличие всех необходимых разрешающих документов, осуществляется поверка оборудования.
По итогам проведенных изысканий проверяется соответствие указанных в технических отчетах материалов фактически выполненным, корректность выделения инженерно-геологических элементов, а также соответствие требованиям технического задания, программам инженерных изысканий и требованиям действующих НТД.
Качественно выполненные изыскания нередко удешевляют строительство и эксплуатацию объектов, исключают экологические риски, снижают техногенное воздействие.
Надзор за инженерно-геологическими изысканиями — это гарантия успешного проведения всего цикла изысканий и принятия на их основе верных проектных решений, что обеспечивает долговечность объектов, высокую экологическую и аварийную безопасность.
Вадим Бойко, начальник отдела департамента планирования
РЭН и строительного надзора ОАО «АК «Транснефть»,
Алексей Дегтярев, главный технолог департамента планирования РЭН
и строительного надзора ОАО «АК «Транснефть», Иван Крашин,
начальник отдела надзора за изысканиями ООО «Транснефть Надзор»,
«Трубопроводный транспорт нефти», №09, 2015г.
10.Российский экспорт. Нефть
В первом полугодии текущего года объем экспорта нефти из России, по данным ФТС, составил 120,51 млн. т, что на 9,8% выше аналогичного показателя прошлого года. В отчетный период произошел рост поставок нефти в дальнее зарубежье, при том, что объем экспорта в страны СНГ снизился. В страны дальнего зарубежья в январе — июне было поставлено 109,2 млн. т нефти, это на 1,5% выше соответствующего показателя 2014 года. В СНГ поставки снизились на 5%, до 11,3 млн. т. В июне, по данным Росстата, было экспортировано из России всего 19,3 млн. т нефти (рост 14,4% в годовом выражении и снижение на 9,5% — по сравнению с мартом текущего года).
Удельный вес внешних поставок нефти в общем объеме российского экспорта в первые шесть месяцев года составил 26,5%, в экспорте топливно-энергетических товаров — 40,7% (в первом полугодии 2014 года 31,7% и 44,1% соответственно).
Доходы от экспорта нефти из России в январе — июне текущего года, по данным ФТС, составили $48,1 млрд., на 40,7% ниже аналогичного периода прошлого года. При этом 93,6% доходов ($44,0 млрд.) было получено от экспорта нефти в дальнее зарубежье.
Падение доходов, как и в предыдущие месяцы, объясняется снижением мировых цен на нефть. Так, в июне, по данным Росстата, средняя фактическая экспортная цена на нефть составила $427,9/т (100,8% к маю 2015 года, 57,6% к июню 2014 года). Цена на мировом рынке на российский сорт Urals, по данным Минэкономразвития России, составляла $447,9/т (96,3% к маю 2015г., 60,3% к июню 2014г.).
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
11.Введён в эксплуатацию нефтепровод-отвод «ВСТО-2 – Хабаровский НПЗ»
Руководители предприятий ООО «Транснефть — Дальний Восток» и АО «ННК — Хабаровский НПЗ» дали старт трубопроводным поставкам углеводородного сырья на нефтеперерабатывающий завод. До ввода в эксплуатацию 28-километрового отвода от нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» сырье на НПЗ поступало в цистернах по железной дороге.
Как сообщил генеральный директор ООО «Транснефть — Дальний Восток» Роберт Галиев, согласно поданной от НПЗ заявке, объем коммерческих поставок в 2015 году до Хабаровского НПЗ составит около 1,6 млн. т. Планируется, что после ввода отвода в эксплуатацию по трубопроводной системе «Восточная Сибирь — Тихий океан» на ХНПЗ ежегодно будет поступать 5 млн. т нефти, а с 2019 года — до 6 млн. т в год.
В целях обеспечения поставок заявленных объемов нефти специалистами компании «Транснефть» была увеличена пропускная способность трубопроводной системы «ВСТО-1» и дополнительно введена в эксплуатацию насосная на нефтеперекачивающей станции № 34 — точке подключения отвода на Хабаровский нефтеперерабатывающий завод.
Кроме того, для организации бесперебойной и безаварийной транспортировки нефти по отводу специалисты ООО «Транснефть — Дальний Восток» заблаговременно провели модернизацию существующих систем управления и контроля, смонтировали дополнительные системы защиты, организовали технологическую, диспетчерскую связь для передачи данных в существующую систему управления магистральным нефтепроводом «ВСТО-2».
«Трубопроводный транспорт нефти», №09, 2015г.
12.К вопросу оценки опасности хрупкого разрушения резервуаров для хранения нефтепродуктов
Опасность хрупкого разрушения (ХР) является в основном проблемой резервуаров вертикальных стальных (РВС) для хранения нефтепродуктов, сваренных из низкоуглеродистой или низколегированной стали. Этим сталям присущи два кристаллографических типа излома. Границей между ними на температурной шкале служит критическая переходная температура, которая не является константой.
Важную роль в ХР РВС играют остаточные сварочные напряжения, что позволяет понять причину появления ХР при внешнем напряжении ниже или значительно ниже σт и его случайный характер.
ХР монолитных и сварных лабораторных образцов является достоверным событием и случается только при напряжении порядка σт и выше и температуре значительно ниже климатической. Оно обеспечивается потенциальной энергией, накапливаемой в системе «образец - машина».
Разрушение лабораторных образцов, как показали Робертсоновские испытания, происходят в две стадии. В лабораторных условиях ХР РВС смоделировать не удается. ХР РВС - температурное явление, оно не может быть описано в терминах напряжения: опасность ХР не зависит или слабо зависит от величины напряжения. ХР - это забытая хладноломкость, которая в соответствии с законами физики не может быть представлена в терминах напряжения. Снижение величины внешнего напряжения с целью повышения надежности РВС относительно ХР, вероятно, не эффективно. При расследовании ХР РВС никогда не обнаруживали в месте возникновения ХР исходный дефект, похожий на трещину, с параметром длины и с признаками макропластической деформации, подрастания и утяжки - обязательными условиями применения расчетной схемы Гриффитса (пластины с разрезом).
ХР - всегда разрушение при внешнем напряжении ниже или значительно ниже σт .Анализ ХР РВС показал, что они обычно возникают в монтажных швах нижних поясов. Длина этих участков не превышает 1%.
Сделать опасность ХР РВС ничтожной можно с помощью местной термообработки. Для сосудов и труб она известна, оборудование и нормативная документация имеются.
Термообработка отдельных сварных соединений во время монтажа РВС не удлинит сроков их строительства и не отразится заметно на их стоимости.
Не будет большим преуменьшением считать, что проблема надежности резервуаров вертикальных стальных (РВС) для хранения нефти и нефтепродуктов, сваренных из низкоуглеродистой или низколегированной стали, сводится к предотвращению их хрупкого разрушения. Именно эта проблема рассматривается в настоящей статье. Однозначное определения ХР в литературе отсутствует, каждый подразумевает свое.
В настоящей статье под ХР понимается образование кристаллографического скола по плоскостям за счет остаточных сварочных напряжений при внешнем усилии ниже σт, под вязким изломом - срез по плоскостям. Между ними на температурной шкале - дискретная граница: tk° - переходная температура хрупкости. При t° ≤ t°kобразуется нестабильная хрупкая трещина, при t° ≥t°k- стабильный вязкий излом. Максимальная температура, при которой можно получить ХР, вероятно, ограничена Робертсоновской температурой «увязания» хрупкой трещины. Скорость распространения хрупкой трещины в поле упругого напряжения слабо зависит от его величины: можно принять приблизительно равной 1000 м/с, скорость распространения упругой волны в стали - 5000 м/с, скорость распространения вязкой трещины определяется скоростью перемещения захватов испытательной машины и запасом потенциальной энергии в системе «образец - нагружающее устройство».
Вязкая трещина распространяется только стабильно, хрупкая - только нестабильно.
Переходная температура хрупкости t°k, вопреки распространенному мнению, не является константой марки и сортамента стали, их может быть сколько угодно в зависимости от напряженно-деформированного состояния при образовании излома и скорости деформирования.
По результатам международного исследования, в котором принимали участие 20 лабораторий из нескольких стран, был сформулирован вывод, согласно которому значение конкретной t°k«является откликом на данный вид испытания и ничем более». Настоящее исследование проведено на основании анализа ХР реальных РВС и лабораторных испытаний монолитных и сварных образцов, изготовленных из толстолистовой низкоуглеродистой стали марки ВСтЗсп и низколегированной стали марки 09Г2С толщиной 12 и 20 мм, из которых прежде и теперь сооружают РВС.
Никогда в месте возникновения хрупкой трещины, находящемся обычно на линии сплавления сварного шва (самое ненадежное место в сварном шве), не встречался исходный концентратор напряжения с таким параметром, как «длина, которую можно было бы измерить». Точнее, это один из неплавных переходов метала шва на лист стенки, не самый грубый из всегда имеющихся в замыкающих монтажных сварных соединениях РВС. В месте возникновения хрупкой трещины никогда не встречали следов вязкого подрастания и утяжки, сопровождаемых макропластической деформацией.
Разрушение происходит при климатической естественной температуре и внешнем усилии постоянной величины, чего не бывает в лаборатории, во время гидравлического испытания, в первую зиму эксплуатации или, очень редко, во вторую, иногда после ремонта старого РВС с применением сварки, т.е. «омолаживающей процедуры».
Проблемы накопления повреждений в процессе эксплуатации в качестве причины ХР РВС, очевидно, не существует.
ХР РВС всегда непредсказуемое событие: ничто не предвещает ни места, ни времени его появления. Можно заключить, что это случайное событие.
Разрушению действительно предшествует вязкое подрастание и утяжка вершины искусственного концентратора. Отсюда и естественное стремление добавить эти явления в расчет прочности.
ХР РВС происходит за счет части упругой энергии, накопленной в стенке РВС. У реальной сварной конструкции источником упругой энергии являются внешние усилия и остаточные сварочные напряжения. Одной энергии сварочных напряжений, достигающих σт, достаточно для возникновения хрупкой трещины длиной несколько сантиметров: примерно ширина области растягивающих остаточных напряжений.
На распространение хрупкой трещины расходуется только часть упругой энергии, накопленной в областях, прилегающих к траектории трещины. Отраженная волна разгрузки при разрушении реальных РВС не успевает вернуться к вершине нестабильной трещины и изменить поле напряжения перед ее вершиной, она как бы обладает автономией. Вид поверхности хрупкого излома, степень его грубости непосредственно зависят от величины напряжения в поле, в котором распространяется нестабильная трещина, сохраняется неизменным, что подтверждает предположение об автономности вершины трещины. Наблюдались случаи ветвления хрупкой трещины: появление двух ветвей, которые продолжали нестабильно распространяться параллельно друг другу на расстоянии между ними 15-20 мм. Запаса упругой энергии для этого события оказывается достаточно. При Робертсоновских испытаниях трехслойных образцов трещины одновременно распространялись и «увязали» в каждом слое: исследования проводились с целью разработки многослойных вставок - «гасителей» ХР.
Можно предположить, что важную роль в ХР РВС играют остаточные сварочные напряжения, что именно эта особенность ХР делает возможным его появление при внешнем усилии постоянной величины ниже σт. На основании анализа ХР РВС можно заключить, что остаточные напряжения сохраняются в РВС в течение 1-2 сезонов.
Следовательно, уравнение Гриффитса, являющееся вариантом закона сохранения энергии, в общем случае, в форме баланса освобождаемой и поглощаемой упругой энергии не управляет процессом ХР, и возникновение и остановкаХР в большинстве случаев не связаны с нехваткой упругой энергии.
Из этих испытаний следует, что ХР состоит из двух стадий:
1)подрастание и утяжка искусственного концентратора, сопровождаемые пластической деформацией, величиной порядка, наблюдаемого при одноосном растяжении образцов;
2)нестабильное распространение хрупкой трещины.
Анализ изломов позволил установить, что при ХР РВС первая стадия всегда отсутствует. Первая стадия является своеобразной энергетической защитой сварной конструкции от ХР, обеспечивающей надежность в соответствии с третьей теорией прочности, по которой ее рассчитывают. В действительности при ХР РВС третья теория не реализуется, механизм возникновения ХР не ясен: отсюда и элемент случайности и непредсказуемости.
Из результатов Робертсоновских испытаний следует, что температура остановки, «увязания» хрупкой трещины (температура превращения хрупкой трещины в вязкую) не зависит от величины напряжения.
В соответствии с теорией Гриффитса, изначально имеющаяся трещина, достигнув критического значения длины, под влиянием внешнего усилия критической величины начнет самопроизвольно распространяться без дополнительных усилий.
Более вероятным представляется сценарий ХР РВС, основанный на предположении о неожиданном возникновении трещины в кристаллите, находящемся на линии сплавления.
В нем под влиянием охрупчивающего воздействия сварки переходная температура хрупкости t°kможет подняться выше температуры окружающей среды, что делает ХР принципиально возможным. Детали механизма его возникновения на сегодня неизвестны. Но это предположение не противоречит современным представлениям о ХР, и сам процесс обеспечен запасом упругой энергии. Становясь сразу нестабильной, трещина распространяется со скоростью порядка 1000 м/с, что приводит, в свою очередь, к повышению скорости деформирования стали в вершине трещины и росту переходной температуры хрупкости на 30-40 °С, нередко выше температуры окружающей среды. Далее - типичная картина ХР РВС. При достижении определенной длины берега хрупкой трещины теряют устойчивость и раскрываются, в образовавшийся разрыв вырывается реактивная струя продукта, что делает возможным продолжение распространения трещины, превратившейся в вязкую. Процесс этой стадии разрушения обеспечивается запасом потенциальной энергии, накопленной хранимым в РВС продуктом. При этом стенка отрывается от днища, а нередко и от крыши. Стенка выпрямляется до плоскости, «взлетает», складывается вдвое по высоте и «улетает» на 20-40 м, иногда с не полностью оторванной крышей, или оторванная крыша падает на днище.
Наблюдались в стенке и трещины малоцикловой усталости. Интересно отметить, что трещина малоцикловой усталости иногда длиной 500-750 мм росла в ожидании капитального ремонта и никогда не превращалась в нестабильную кристаллографически хрупкую.
Важную роль в возникновении ХР РВС играют и остаточные сварочные напряжения.
Рассматривать трещиностойкость сварных конструкций из низкоуглеродистой и низколегированной стали, чувствительной к температуре, не обращая внимания на температуру, бессмысленно.
Рассмотрим температурную оценку опасности ХР РВС. За целесообразность поиска такого пути говорит то, что ХР является температурным явлением и в далеком прошлом называлось хладноломкостью.
Ударные испытания образцов Менаже или Шарпи или любые другие совсем не моделируют возникновение ХР в РВС: они не повторяют напряженно-деформированное состояние и скорость деформирования в точке возникновения ХР. Модный спор, какие образцы - Менаже или Шарпи - лучше воспроизводят возникновение ХР, лишен смысла: равно не воспроизводят. Они позволяют сделать качественное сравнение между разными сталями и определить, какая из них менее склонна к ХР. Под этим можно понимать, что сталь с более низкой tK° сохранит РВС от ХР при более низкой температуре эксплуатации. Но для количественных выводов о «расчетной» температуре, гарантирующей от ХР, нет оснований.
Результаты исследования подтверждают обоснованность температурного подхода к ХР РВС. Тут уместно вспомнить эпизод из истории поисков пути преодоления ХР РВС. В конце 1940-х - начале 1950-х гг. в стране был острый дефицит стали, и для РВС применили сталь марки Ст3кп. Случилось несколько ХР РВС. Тогда для предупреждения ХР предложили экономное и оказавшееся точным решение. Вместо увеличения толщины стенки, как традиционно поступают и теперь для снижения напряжения и повышения, как кажется, надежности, разработали ЧМТУ 5232, на резервуарную сталь толщиной до 12 мм (в то время в большей толщине не было нужды) применив дополнительное раскисление стали алюминием в ковше, что понизило гарантированную t°kот -20 до -40 °С. За этим решением стоял не расчет, а опыт и инженерная интуиция, параметр, без которого и сегодня не обходится ни один прочностной расчет, хотя это обстоятельство не афишируется. И, конечно, элемент случайности.
При расчете стенки РВС применяются понижающие коэффициенты 0,7 и 0,8, т.е. все-таки вера в то, что чем меньше внешнее напряжение, тем ниже опасность ХР РВС, непоколебимо сохраняется, хотя выше отмечалось, что ХР РВС происходят при внешних напряжениях ниже предела текучести, а случайная перегрузка РВС не возможна. Предотвратить ХР РВС - случайное событие в терминах прочности - формально сложная и затратная задача. Сделать ее экономно решаемой позволяет температурный подход к проблеме.
Устранить опасность ХР РВС, сделать ее ничтожной возможно с помощью местной термической обработки. Технология ее выполнения отработана для трубопроводов и сосудов отечественными и иностранными фирмами и описана в литературе. Опыта ее применения для РВС, видимо, нет. И связано это, вероятно, с тем, что до недавнего времени не было достоверно известно, что ХР РВС зарождаются в определенных местах, в перекрестиях монтажных сварных соединений нижних поясов стенки. Это всего порядка 1% сварных швов стенки РВС. Специальное исследование позволит уточнить технологию проведения местной термообработки и разработать соответствующий стандарт.
Выводы
1.ХР РВС - случайное событие, оно происходит при напряжении ниже или значительно ниже предела текучести, основную роль в нем играют сварочные напряжения. ХР лабораторного образца - достоверное событие, оно происходит при внешнем напряжении выше предела текучести. ХР РВС невозможно смоделировать в лаборатории.
2.ХР РВС - температурное событие. Его опасность не может быть представлена величиной внешних усилий, т.е. не может быть описана прочностным расчетом.
3.Опасность ХР РВС можно сделать ничтожной, если подвергнуть местной термической обработке перекрестия сварных монтажных соединений нижних поясов стенки РВС, что не скажется заметно на их стоимости и сроках строительства.
И.М. Розенштейн, НПП «Форт», «ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ», №10, 2015г.
13.Профессионалы «под ключ»
Губкинский университет с успехом внедряет методы практико-ориентированного образования для лидеров нефтяной отрасли России.
Российская нефтяная промышленность является одним из наиболее удачных примеров построения взаимовыгодных отношений между предприятиями-работодателями и отраслевыми учебными заведениями. Обучение и переподготовка специалистов во многих случаях осуществляются на базе профессиональных стандартов, принятых в НГК. Нефтяные компании заинтересованы в компетентных сотрудниках, способных применять инновационные технологии для реализации корпоративных стратегических программ развития. Мощная научно-педагогическая школа и развитая учебно-лабораторная база позволяют Губкинскому университету лидировать в сфере переподготовки и дополнительного профессионального образования кадров для ведущих российских нефтяных компаний и заказчиков из стран СНГ.
Система дополнительного профессионального образования (ДПО) в Губкинском университете имеет давнюю историю - это направление развивается с 1987 г. Университет первым внедрил многие научно-педагогические подходы в курсы повышения квалификации специалистов-нефтяников, для чего были созданы известные на всю страну отраслевые лаборатории по различным направлениям: геология, нефтедобыча, технологии бурения, переработка нефти и многие другие. Губкинское образование де-факто считается премиальным, самым лучшим специализированным нефтегазовым образованием в России.
Вследствие развития информационных технологий в 1990 годах начали появляться компьютерные программы, внедряться на предприятиях системы электронного бухучёта. А значит, этому приходилось учить большое количество персонала. В начале 2000-х в учебном процессе программ ДПО стали использоваться симуляторы-тренажёры. Сейчас слушатели заинтересованы в получении практических навыков и обучении на современных интерактивных симуляторах, позволяющих погрузиться в виртуальную реальность, в те условия, которые есть на производственном объекте и на рабочем месте.
Тематика и содержание программ ДПО направлены на удовлетворение нужд и потребностей профессионалов нефтегазового комплекса, ведь они должны постоянно развиваться, знакомиться с новыми технологиями, изучать опыт, консолидируемый учёными и педагогами Губкинского университета.
Все используемые тренажёры, например разработанный учёными университета аппаратно-программный комплекс диспетчерского управления транспортом нефти, имеют тот же принцип работы и схожий интерфейс, что и оборудование на рабочем месте диспетчера. Это позволяет создавать и отрабатывать нештатные и аварийные ситуации на производстве. Такой формат обучения очень востребован.
Тематика и содержание программ ДПО направлены на удовлетворение нужд и потребностей профессионалов нефтегазового комплекса, ведь они должны постоянно развиваться, знакомиться с новыми технологиями, изучать опыт, консолидируемый учёными и педагогами Губкинского университета.
Программы ДПО направлены на то, чтобы удовлетворить образовательные потребности специалистов, которые они не могут реализовать в системе высшего образования.
Университет значительное время уделяет анализу современных вызовов и трендов, что влечёт за собой постоянную актуализацию программ.
На сегодняшний день университет предлагает более 50 базовых программ повышения квалификации, но все они могут быть дополнены и адаптированы под требования слушателей.
Гордостью РГУ является программа «Мастер делового администрирования (MBA) по управлению нефтегазовым бизнесом», продолжительность которой 1000 часов и которая реализуется на факультете международного энергетического бизнеса с привлечением отраслевых экспертов и известных бизнестренеров.
В целом же в каталоге университета более 250 программ ДПО различной длительности. За последние 5 лет было подготовлено свыше 20 тыс. специалистов для предприятий нефтегазового комплекса России, СНГ и ближнего зарубежья. То есть в среднем в год в Губкинском университете проходят переподготовку около 4 тыс. специалистов. При этом только за последние три года для стран СНГ было подготовлено свыше 800 человек.
Сегодня у ДПО есть как минимум две большие роли, которые потом можно дифференцировать на большое количество других. Первая - это кадровое сопровождение проектов компаний - инвестиционных, инжиниринговых, по эксплуатации месторождений, обслуживанию инфраструктурных объектов и т.д.
Вторая роль ДПО (не менее важная) связана с тем, что в процессе выполнения обязанностей у конкретного специалиста возникает потребность актуализировать свои профессиональные компетенции и приобрести новые знания.
Например, была проведена уникальная программа ДПО «Морской буровой супервайзер». Её разработали специально для «Роснефти», взаимодействуя с кадровыми департаментами и экспертами компании. В ходе обучения слушатели проходили стажировку в Шотландии, где работали на специализированном морском буровом оборудовании и тренажёрах. Кстати, сейчас точно такой же полномасштабный буровой тренажёр с виртуальным присутствием и автоматизированным креслом бурильщика функционирует в Губкинском университете.
При проведении ДПО университет использует то технологическое и научное оборудование, которое было закуплено по программе развития «Национальный исследовательский университет» (НИУ) за последние пять лет на сумму более 2 млрд. рублей.
Что касается геологии, геофизики и разработки нефтяных месторождений, то университет обладает специализированными компьютерными пакетами, которые используются в отрасли.
Программа «Подготовка и защита поверхностей металлических конструкций от атмосферной коррозии с применением защитных покрытий», реализуемая совместно с норвежскими специалистами, соответствует международному курсу FROSIO«Инспекция защитных покрытий» и обеспечивает слушателям возможность получить сертификат инспектора международного уровня (1-й, 2-й и 3-й уровни).
В учебном процессе задействованы более 500 преподавателей, причём как из университета, так и отраслевых научно-исследовательских институтов, предприятий нефтяной промышленности, академических институтов, проектных организаций. Большинство из них имеют учёную степень кандидата или доктора наук, а также многолетний научно-педагогический стаж.
В Губкинском университете значительное количество профессорско-преподавательского состава - это ведущие специалисты в тех областях знаний, в которых они преподают и работают. Близость к компаниям позволяет заключать, договора на научные разработки и потом транслировать эти практические знания специалистам в рамках программ ДПО.
Как правило, около 50% занятий в процессе ДПО проводят преподаватели университета, остальное время слушатели занимаются с внешними экспертами из отраслевых и корпоративных университетов, инжиринговых и консалтинговых компаний, а также с бизнес-тренерами и профессионалами, которые имеют педагогическую жилку. Например, часть программы по разработке нефтяных месторождений на шельфе читает профессор Уве Гудместад из университета Ставангера (Норвегия). В чтении лекций по программам ДПО принимают участие известные российские учёные, например академик Анатолий Дмитриевский, до недавнего времени возглавлявший Институт проблем нефти и газа РАН.
Никита Голунов, проректор по дополнительному
профессиональному образованию, к. т. н.;
Андрей Ларинов, начальник отдела по связям
с общественностью, к. т. н. , РГУ нефти и газа
им. И. М. Губкина, «НЕФТЬ РОССИИ», №09, 2015г.
14.Проектирование и расчет ЛЧМГ ОАО«Газпром»: основные негативные моменты и их последствия для эксплуатации, диагностики и ремонта
Авторами выполнен анализ состояния наиболее ватных вопросов по расчету напряженно-деформированного состояния подземных газопроводов при проектировании. Указано на существенное различие в методах расчета по федеральному своду правил и стандартам ОАО «Газпром». Показано, что у ОАО «Газпром» нет собственных программных комплексов для численного расчета ЛЧМГ, для проектирования газопроводов рекомендуется использовать чужие разработки, которые, однако, не прошли опытно-промышленную проверну на реальных трассах или специальных полигонах Общества. При проектировании ЛЧМГ даже крупные и ведущие проектные организации не выполняют расчет напряженно-деформированного состояния подземных газопроводов на эксплуатационные нагрузки и воздействия, чем грубо нарушают как требования федеральных норм, так и стандарты самого ОАО «Газпром».
Ключевым вопросом проектирования нового строительства, реконструкции и ремонта ЛЧМГ является расчет напряженно-деформированного состояния (НДС) трубы на эксплуатационные нагрузки и воздействия. Если мы не знаем, какие напряжения действуют в любом сечении газопровода в любой момент времени, в том числе с учетом его дефектного состояния, то говорить о надежности, долговечности, диагностике, реконструкции, ремонте и т.д. нет оснований.
Исторически сложилось, что ведущий научный центр ОАО «Газпром» - ООО «Газпром ВНИИГАЗ» не занимался нормами проектирования в части расчета ЛЧМГ. Это было прерогативой института «ВНИИСТ» бывшего Миннефтегазстроя. С распадом «ВНИИСТ» образовалась пустота, которую попытался частично заполнить ООО «Газпром ВНИИГАЗ» стандартами ОАО «Газпром». В 2008 г. были утверждены два СТО «Газпром» 2-21-249-2008 и 2-21-318-2009, на которые и обратим внимание.
В качестве промежуточного можно сделать такой вывод: в первую очередь требуется уже гармонизация в части расчета ЛЧМГ документов ОАО «Газпром» и федерального СП 36 13330 2012, а затем, но лучше всего одновременно, - совершенствование самих расчетных положений в этих документах.
На освободившееся в нефтегазовом секторе пространство со своими разработками по расчету надземных инженерных сетей и технологических трубопроводов вышло организованное в 1992 г. ООО «НТП Трубопровод». Используя наработки «ВНИИСТ» и на базе основных требований СНиП 2.05.06-85* был разработан программный комплекс «СТАРТ» применительно к подземным магистральным трубопроводам. С незначительными дополнениями и изменениями ПК «СТАРТ-Проф» предлагается проектным организациям, проектирующим магистральные и промысловые трубопроводы, и до настоящего времени.
Рабочая документация на ЛЧМГ должна включать в основном графические планы и профили трубы с текстовым описанием, которые передаются заказчику, и расчеты напряженно-деформированного состояния трубы, которые остаются в архиве проектной организации. Именно последнее обстоятельство имеет далеко идущие последствия. Согласно СП 36 13330 2012 п. 12.4.1 газопроводы при проектировании следует проверять на прочность, общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.
И что не менее важно, выполнение требований по расчету НДС линейной части МГ в проектной документации никто не контролирует: ни Главгосэкспертиза России, ни собственная ведомственная экспертиза ОАО «Газпром», ни прочие независимые надзорные органы.
Проектировщики полагают, что после определения толщины стенки трубы расчеты на прочность и общую устойчивость в продольном направлении будут удовлетворять требованиям СТО Газпром 2-21-249-2008 и 2-21-318-2009 и СП 36 13330 2012 автоматически при всех условиях и во всех грунтах. И глубоко ошибаются! Толщина стенки влияет на общее НДС трубы, но не в решающей степени, особенно на общую устойчивость в продольном направлении. Именно от достоверности расчетов общей устойчивости зависит, будет ли находиться труба в проектном положении подземно или потеряет устойчивость и переместится на поверхность грунта.
Среди специалистов проектных институтов и руководителей вышестоящих административных структур ОАО «Газпром» сложилось ошибочное мнение, что при проектировании ЛЧМГ не могут быть допущены серьезные ошибки, негативно влияющие на надежность линейной части при эксплуатации. Почти все жалуются на качество работ и брак строителей, а ошибки и брак проектировщиков всегда в тени и скрыты от визуального наблюдения.
Отсюда следует:
• ОАО «Газпром» необходимо свои СТО2-21-249-2008 и 2-21-318-2009 в части расчета ЛЧМГ привести в соответствие с требованиями федерального СП36 13330 2012. Возможен и обратный вариант;
• ОАО «Газпром» целесообразно взять под контроль, в лице, например, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», всю программную продукцию по расчету ЛЧМГ - от ее разработки до применения в проектных организациях, проектирующих для Общества. Целесообразно также ввести сертификацию этих программных продуктов в системе ОАО «Газпром», что позволит резко повысить ее качество;
• необходимо выполнить хотя бы общую опытно-промышленную проверку программных продуктов, и в первую очередь ПК «СТАРТ-Проф», для численного расчета ЛЧМГ на реальных объектах ОАО «Газпром» и убедиться в ее достоверности или непригодности для проектирования подземных газопроводов;
• ОАО «Газпром» необходимо обязать проектные организации передавать заказчикам в составе проектной документации на электронных носителях расчеты напряженно-деформированного состояния ЛЧМГ для последующего контроля при строительстве и эксплуатации и, что особенно важно, для анализа результатов диагностики и планирования ремонта линейной части.
Л.А.Димов, ООО «НИПИнефтегазстройдиагностика»,
И.Л. Димов, ООО «НИИ Транснефть»,
«Газовая промышленность», №07, 2015г.
15.Лазерное сканирование и последующая обработка данных в 3D для повышения качества управления промышленными объектами
Детали решают всё
Лазерное сканирование — инструмент, без которого уже вряд ли обходится проектирование крупных промышленных объектов. С помощью лазерного сканера можно точно воспроизвести, как выглядит объект вне зависимости от его размера, веса или места расположения. Конвертация данных лазерного сканирования в трехмерную модель позволяет увидеть объект во всех деталях, проверить точность его реализации и соотношение с другими объектами.
Появление технологии лазерного сканирования и создания на базе этих данных 3D модели помогает четко планировать весь жизненный цикл объекта, повышает степень его надежности и безопасности и сводит на нет вероятность ошибок, коллизий и незапланированных простоев.
Вариации в применении
Современные решения 3D визуализации по данным лазерного сканирования могут успешно выполнять широкий спектр задач — от проектирования и модернизации уже существующих объектов до создания новых элементов и их стыковки с готовыми изделиями.
Показательно, что во время создания нового объекта появилась возможность идентифицировать в облаке точек трубопроводы и металлоконструкции, а в дальнейшем сделать лазерные данные интеллектуальными. Так, система AVEVALaserModellerв полуавтоматическом режиме выбирает нужные элементы каталога PDMS, включая трубопроводы, металлоконструкции и оборудование.
Применение интеллектуальной модели в привязке к облаку точек позволяет просматривать данные ассоциативно, то есть связать данные лазерного сканирования как с трехмерной моделью, так и с чертежами.
Сравниваем и проверяем
Возможность сравнения данных о реальном объекте с проектными данными открывает новые возможности для развития принципов бережливого строительства в комплексных проектах. Так, приложение AVEVALaserModellerдобавляет функциональность для работы с трехмерными данными «как построено» путем взаимодействия с облаками точек, полученных путем лазерного сканирования.
Четкие и качественные данные, созданные на этапе проектирования в трехмерной среде, теперь без каких-либо потерь передаются командам, отвечающим за эксплуатацию. Несоответствия, которые раньше были бы обнаружены только на стройплощадке, теперь своевременно можно исправить.
Фиксируем изменения
Для повышения качества управления промышленным объектом лазерное сканирование проводят регулярно. Ведь сравнительный анализ того, как спроектировано и как построено — это лишь часть задач, которые помогает решать 3D визуализация. Если объект меняется, а это происходит неизбежно, важно, чтобы цифровая модель объекта постоянно обновлялась и отражала все изменения, а для этого сканирование нужно повторять.
При этом важно понимать, что даже создание детализированного цифрового актива не обязательно можно создавать постепенно, по мере того, как выполняются модификации и обновления.
Практическая польза
Данные лазерного сканирования имеют историю успешного применения на проектах модернизации и ремонта различных объектов шельфа, заводов по переработке и добычи, а также на платформах типа FPSO. Наиболее очевидные преимущества можно наблюдать при установке нового оборудования на существующие объекты, поскольку здесь происходит колоссальная экономия времени. Независимо оттого, на каком этапе работы применяются данные лазерного сканирования, доказано, что экономия средств и времени составляет от 20 до 30%.
5 причин, почему стоит использовать лазерное сканирование при управлении промышленными объектами
• Широкий спектр применения.Возможности визуализации по технологии лазерного сканирования ограничиваются лишь воображением проектировщика.
• Экономия средств и времени.Возможности данных лазерного сканирования в сочетании с инженерным опытом и специализированными технологиями для обработки этих данных могут принести беспрецедентную пользу вашему бизнесу.
• Построение системных процессов.Помогая образовать четкую связь между процессами проектирования, изготовления и строительства, лазерные технологии — одна из основ бережливого подхода как по новым, так и по уже имеющимся объектам.
• Долгосрочные возможности использования данных.Данные лазерного сканирования могут быть использованы на протяжении всего жизненного цикла объекта, не только на этапе проектирования. Наличие этих данных упрощает процесс управления цифровым активом в целом.
• Быстрый и несложный процесс.Процесс лазерного сканирования — это легко и просто, главное, нужно найти качественного и надежного партнера.
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
16.овременные перспективные направления применения титана и титановых сплавов для различных отраслей промышленности
ПАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА» - крупнейший в мире и единственный в России интегрированный производитель титановой продукции. Предприятие было создано в 1933 году как первый в стране завод по производству полуфабрикатов из алюминия и магниевых сплавов для советской авиации. В середине 50-х годов создается титановое производство, ставшее приоритетным в деятельности предприятия. Первый титановый слиток весом 4 кг был выплавлен в 1957 году. За прошедшие более чем 50 лет была открыта и развита целая эпоха российского титана. Сегодня научно-технические и производственные мощности предприятия позволяют получать слитки весом до 18 тонн.
На предприятии освоен выпуск продукции из 33 сплавов на базе титана, созданы целевые сплавы под заданные рабочие характеристики детали. Все эти наработки используются в высокотехнологичных отраслях: авиастроении, кораблестроении, атомной энергетике, химической и нефтехимической промышленности, в нефтегазодобывающем комплексе.
За последнее десятилетие более активно титан стал применяться в области геофизики, нефте- и газодобывающем секторе, что обусловлено и накопленным опытом эксплуатации, а в основном ужесточением условий эксплуатации газодобывающего оборудования.
Сегодня, когда уже тысячи тонн титана эксплуатируются в атомной энергетике как в судовых, так и в наземных объектах, в опреснительных системах, в сфере морского нефте- и газопромысла, все измышления по поводу доступности титана и его высокой стоимости являются ложными и отражают только устаревший консервативный подход проектировщика, не учитывающий преимуществ данного продукта и, следовательно, всех технических и экономических показателей.
По своим прочностным характеристикам титан аналогичен традиционным конструкционным сталям, но при этом на 45% легче. По коррозионной устойчивости он превосходит многие широко применяемые конструкционные стали.
В мировой практике при шельфовой добыче нефти и газа наиболее широко используются следующие марки титана: марка 1, марка 5 (Ti-6Al-4V), марка 24 (Ti-6Al-4VELI) и марка 9 (Ti-3Al-2,5V). В российской практике нашли применение все вышеперечисленные марки, а также российские сплавы Вт1-0, Вт6 и ПТ-3В. Титан приобретает все большую важность по мере увеличения глубины нефтяных и газовых скважин, так как это предполагает снижение массы буровой системы, и здесь его преимущества очевидны, а главное - с увеличением глубины разработок увеличиваются нагрузки на оборудование и вспомогательные системы. Поскольку работы ведутся на больших глубинах, то и эксплуатирующие организации предъявляют требования к увеличению межремонтного периода и гарантированного ресурса износостойкости, что влечет за собой более массовое применение специальных конструкционных материалов, в том числе и титановых сплавов. И соотношение «цена-качество-ресурс» сегодня работает в пользу титановых сплавов.
Титан остается незаменимым материалом для строительства установок опреснения морской воды, в сооружении морских платформ для разведки месторождений, добычи нефти и природного газа на шельфе. Процесс освоения нефтедобычи на морских шельфах, несмотря на более жесткие природные условия и сложную ледовую обстановку, представляет особый интерес для российских нефтяников. В связи с этим разработка основных принципов проектирования и строительства морских установок, выбора материалов для морского применения при бурении в тяжелых геологических условиях становится сегодня основополагающим вопросом в первую очередь для генерального заказчика как эксплуатирующей впоследствии данный объект организации.
Специфика сплавов титана морского назначения заключается в необходимости сочетания в них почти взаимоисключающих свойств: достаточно высокой прочности, удовлетворительной пластичности, высокой коррозионной стойкости, сопротивления распространению трещин в металле при эксплуатации в морской воде, хорошей свариваемости, технологичности. Существующая отечественная и зарубежная практика подтверждает первенство титановых сплавов для изготовления ответственного оборудования для объектов использования атомной энергии и нефтедобывающих комплексов.
Предприятие участвовало в крупнейших нефте- и газодобывающих проектах страны: переоснащении буровой плавучей станции «Приразломная» и строительстве нефтедобывающего объекта «Обский-1» (титан применяется для трубного пучка подогревателя флюида). Для проекта морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная» корпорация поставила около 180 тонн титана, из них около 120 тонн - оборудование и элементы трубопроводов. Также осуществляются поставки бесшовных труб из титана марок 9,23, сплавов От4 для российских геофизиков.
Ю.Е.Шашкова, начальник управления маркетинга и
продаж ПАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА»,
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
17.Повышение механических характеристик сварных соединений из стали класса прочности К65
В статье приведен анализ микролегирующих элементов, на основании которого проведено экспериментальное исследование их влияния на механические свойства металла шва. Опробовано микролегирование сварных швов через порошковую проволоку, установленную на одной дуге при многодуговой сварке. На основе полученных результатов сделан вывод об эффективности применения порошковой проволоки при сварке высокопрочных трубных сталей для микролегирования сварного шва и снижения погонной энергии сварки.
Для получения сварных соединений обладающих высокими прочностными и пластическими свойствами необходимо использование рациональных режимов сварки и современных сварочных материалов.
В ходе проведенного аналитического обзора [2] и экспериментального исследования [3] установлено, что перспективным сварочным материалом является порошковая проволока, одним из основных достоинств которой является возможность микролегирования сварного шва в широких пределах.
Методика эксперимента и используемые материалы
Процесс дуговой сварки в среде защитного газа непрерывный и осуществляется первым, с последующим выполнением сварки под флюсом с одним проходом внутри и одним проходом снаружи. Для сварки использовались пластины из стали класса прочности К65 с толщиной стенки 27,7 мм.
Микролегирование сварных швов с целью повышения пластических свойств металла шва при низких температурах осуществлялось такими элементами как никель, молибден, титан, бор.
Для получения сварного соединения с высокой ударной вязкостью необходимым требованием является достижение определенного баланса между титаном, бором, кислородом, азотом, а также активными раскислительными элементами — алюминия, кальция, редкоземельных металлов. Подавление формирования первичного феррита по границам зерен обеспечивается наличием бора, оставшегося после образования оксида В2О3 и нитрида BN. Зародышами для формирования игольчатого феррита внутри аустенитного зерна в основном являются дисперсные частицы оксида титана TiO, образовавшегося в результате соединения титана со свободным кислородом [4, 5].
Одним из важных элементов для улучшения низкотемпературной вязкости сварного соединения высокопрочной стали является никель, который снижает энергию дефектов упаковки кристаллической решетки и в редких случаях механически стабилизирует аустенит, обеспечивая тем самым пластичность металла шва [6].
Очень важным элементом для регулировки кристаллизации металла сварного шва является молибден, который играет важную роль в дестабилизации аусгенита, что позволяет сформировать бейнит в микроструктуре металла сварного шва и улучшить вязкость.
На основании выше изложенного для проведения эксперимента были выбраны три марки металлопорошковой проволоки и две марки проволоки сплошного сечения (Табл. 1).
В рамках проводимого эксперимента с целью микролегирования и снижения погонной энергии сварки порошковую проволоку использовали на второй дуге в многодуговом сварочном процессе. Выбор месторасположения порошковой проволоки был основан на результатах исследований проведенных в работе [7], согласно которым при использовании порошковой проволоки при многодуговой сварке рациональным является установка ее на вторую или третью дугу.
Номера соединений и варианты сочетания сварочных материалов, используемых при сварке под флюсом внутренних и наружных швов, приведены в Табл. 2.
Режимы сварки для соединений С-3 - С-5 скорректированы с учетом повышенного коэффициента расплавления порошковой проволоки, относительно проволоки сплошного сечения. Таким образом, удалось снизить погонную энергию при сварке внутренних и наружных швов соединений С-3 - С-5 на 8-12 %.
Визуально-измерительный и радиографический контроль выполненных сварных соединений показал отсутствие дефектов.
Механические испытания и металлографические исследования сварных соединений. Из сварных соединений С-1 - С-5 были изготовлены образцы для испытаний на статическое растяжение (тип II по ГОСТ 6996), ударный изгиб (тип IX по ГОСТ 6996), определения химического состава сварных швов и металлографического исследования.
Результаты химического анализа приведены в Табл. 3.
Из Табл. 3 видно, что сварные соединения имеют достаточно близкий химический состав, за исключением соединений С-4 и С-5, где содержание никеля выше. При проведении химического анализа по высоте сечения сварных швов С-3 - С-5, микролегированных через порошковую проволоку, установлено, что химический состав металла шва однородный по всему сечению.
Результаты испытаний сварных соединений на статическое растяжение (металл наружного шва) и ударный изгиб приведены в Табл. 4 и 5 соответственно.
Результаты испытания сварного соединения на статическое растяжение показывают, что микролегирование сварных соединений титаном, бором и никелем позволяют повысить прочностные свойства металла шва. При микролегировании только молибденом значение предела прочности металла шва находится на нижней границе нормативных требований предъявляемых для сварных соединений, выполняемых из сталей класса прочности К65.
На сегодняшний день нормативной документацией установлено, что ударная вязкость сварных соединений трубопроводов с надрезом по металлу шва и по линии сплавления должна составлять не менее 70 Дж/см2 при температуре испытания минус 40 °С. При микролегировании сварных соединений только молибденом (соединение С-1) не удается достигнуть требуемый показатель.
При сварке соединений С-2 и С-3 помимо молибдена сварные швы микролегировали титаном и бором, благодаря чему удалось повысить ударную вязкость металла шва в испытываемом интервале температур. Однако при несении надреза по линии сплавления сварное соединение С-2, выполненное проволоками сплошного сечения, имеет значительно более низкие значения ударной вязкости при температурах испытания минус 40 °С и минус 60 °С, по сравнению с соединением С-3 выполненного с применением порошковой проволоки Fluxocord35 25 3D.
Микролегирование никелем соединений С-4 и С-5 через порошковую проволоку позволило получить сварные соединения, обладающие высокой ударной вязкостью, как металла шва, так и линии сплавления в испытываемом интервале температур.
При анализе результатов испытаний на ударный изгиб установлено, что все сварные соединения, выполненные с использованием порошковой проволоки, имеют более высокие показатели ударной вязкости в зоне термического влияния, что, по мнению авторов, связано с понижением погонной энергии сварки, увеличения тем самым скорости охлаждения металла в зоне термического влияния и формированию более благоприятной структуры.
Для исследования микроструктуры сварных соединений выбраны соединения С-2 и С-5.
В микроструктуре исследованных сварных швов, вне зависимости от места анализа (наружный шов, корень, внутренний шов), наблюдаются крупные аустенитные зерна, образованные при кристаллизации сварного шва, внутри которых формируется игольчатый бейнит (ИБ). Кристаллы бейнитной фазы имеют вид пластин линзовидной формы, которые располагаются друг к другу под определенными углами, образуя своеобразные переплетения (Рис. 1, 2). По границам кристаллов бейнита присутствуют дисперсные участки мартенситно-аустенитной составляющей (МА) размером до 3 мкм. На образце С-2 по границам аустенитного зерна формируются вытянутые зерна аллотриоморфного феррита. Образование аллотриоморфного феррита обусловлено незначительным снижением устойчивости переохлажденного аустенита за счетлегирования (уменьшения марганца и никеля по сравнению со сварным соединением С-5).
В зоне крупного аустенитного зерна всех исследованных образцов формируются крупные участки игольчатого и глобулярного (ГБ) бейнита (Рис. 3). На участке перекристаллизации аустенитное зерно постепенно измельчается и образуется также смешанная бейнитная структура (ИБ и ГБ) с выделением МА-составляющей и перлита (рис. 4). В зоне мелкого зерна (рис. 5) наряду с формированием бейнитной составляющей наблюдается образование продуктов диффузионного превращения — полигонального феррита и вырожденного перлита.
Но важно отметить, что во всех участках зоны термического влияния в образце С-5 формируется дисперсная мартенситно-аустенитная составляющая, которая, как известно, способствует повышению механических свойств при динамическом нагружении.
На исследованных образцах наблюдаются различия по ширине зоны термического влияния, которые представлены в Таблице 6.
Установлено, что на образце С-5 протяженность зоны термического влияния от сварки меньше, чем на образце С-2. При нанесении надреза по линии сплавления для зоны термического влияния минимальной ширины концентратор напряжений будет в большей степени приходиться на участок с перекристаллизованной структурой, либо на участок с мелким зерном, что положительно сказывается на ударной вязкости.
Выводы:
• Применение порошковой проволоки в многодуговом сварочном процессе позволило снизить погонную энергию сварки внутренних и наружных швов на 8-12 %, при этом существует возможность дополнительного снижения погонной энергии, посредством уменьшения площади усиления шва.
• При микролегировании металла шва через порошковую проволоку, применяемую на второй дуге в многодуговом сварочном процессе в сочетании с проволоками сплошного сечения, получены однородные по химическому составу сварные соединения.
• Для повышения низкотемпературной вязкости металла сварного шва наиболее эффективно многокомпонентное микролегирование молибденом, титаном, бором и никелем. При микролегировании только молибденом не удается обеспечить требуемый при отрицательных температурах уровень пластических свойств сварного соединения выполненного из стали класса прочности К65.
• Сварные соединения, выполненные сочетанием порошковой проволоки и проволок сплошного сечения, по сравнению со сварными соединениями, выполненные только проволоками сплошного сечения, имеют более высокие показатели ударной вязкости по линии сплавления, на границе с зоной термического влияния. Это связано с меньшей протяженностью зоны термического влияния, формированием в данной зоне дисперсной МА-составляющей в результате снижения погонной энергии сварки и увеличения скоростей охлаждения.
• Применение порошковой проволоки при сварке высокопрочных трубных сталей является эффективным способом получения сварного соединения с высокими механическими характеристиками при отрицательных температурах.
Список литературы:
1. Русаков В.В.Перспективы применения высокопрочных труб для проектов дальнего транспорта газа / В.В. Русаков, Т.П. Лобанова // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. №4. С. 4-7.
2. Яковлев Д.С.Анализ технологических особенностей сварки порошковой проволокой // Вестник ЮУрГУ. Серия «Металлургия». 2014. Вып. 14. № 2. С. 92-95.
3. Яковлев Д.С.Анализ различных типов сварочных проволок для сварки трубных сталей при толщинах более 25,0 мм // Вестник ЮУрГУ. Серия «Металлург». 2012. Вып. 11. № 5 (12). С. 30-32. I
4. ФайнбергЛ.И.Микролегирование швов титаном и бором при/ многодуговой сварке газонефтепроводных труб большого ди-\ аметра/Л.И. Файнберг, А.А. Рыбаков, А.Н. Алимов, Р. Розерт // Автоматическая сварка. 2007. № 5. С. 20-25.
5. Подгаецкий В.В.0 влиянии химического состава шва на его микроструктуру и механические свойства// Автоматическая сварка. 1991. № 2. С. 1-9.
6. Пат. 2434070 Российская Федерация, МПК С22С38/00, В23К35/30, В23К9/23. Высокопрочная сварная стальная труба, металл сварного шва которой обладает высоким сопротивлением холодному растрескиванию, и способ ее изготовления / Наоя Хаякава, Суити Сакагути, Фумимару \ Кавабата, Мицухиро Окацу, Макота Ота, Сигеки Нисияма, Каору Нагатани, Кейто Исизаки. № 2009139659/02; заявл. 19.03.2008; опубл. 20.11.2011. Бюл. № 32. С. 26.
7. Engindeniz Е.Unterpulver — Hochleistungsschweissen mit Fulldrahtelektroden // Oerlikon Schweissmitteilungen. 1994 № 130, April. S. 11-20.
М.В.Шахматов, д.т.н., АНОО ЮжУралАЦ, Д.С.Яковлев, асп. ФГБОУ ВПО ЮУрГУ (НИУ), А.Н.Маковецкий, С.В.Шандер ОАО «ЧТПЗ»,«Сварка и Диагностика», №05, 2015г.
18.Газопроводы в зоне риска
Анализ причин аварий на магистральных газопроводах свидетельствует о необходимости профилактических мер и улучшения системы мониторинга.
Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение работоспособного состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Многочисленные обследования показывают, что подземные газопроводы, работающие при нормальных режимах, находятся в удовлетворительном состоянии в течение нескольких десятков лет. Этому способствует то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных газопроводов, и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Известно, что основная часть газотранспортной системы России была построена в 70-80-е годы прошлого века. К настоящему времени износ основных фондов составляет по линейной части магистральных газопроводов более половины, а точнее - 57,2%.
Большая часть магистральных газопроводов имеет подземную конструктивную схему прокладки. На подземные трубопроводы воздействуют коррозионно-активные грунты. Под воздействием коррозионного износа металла уменьшается толщина стенки труб, что в свою очередь может привести к возникновению аварийных ситуаций на МГ.
Для обеспечения надёжных бесперебойных поставок углеводородного сырья безопасность объектов трубопроводного транспорта должна быть максимально высокой, а угроза возникновения аварий - минимизирована.
Почему происходят аварии?
Как правило, большинство дефектов на газопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений. Определение их места и характера связано с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие газопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность объекта. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилия специализированных научно-исследовательских и проектных организаций направлены на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.
Основные сценарии возможных аварий на газопроводах связаны с разрывом труб на полное сечение и истечением газа в атмосферу в критическом режиме (со скоростью звука) из двух концов газопровода (вверх и вниз по потоку). Протяжённость разрыва и вероятность загорания газа имеют определённую связь как с технологическими параметрами трубопровода (его энергетическим потенциалом), так и с характеристиками грунта (плотность, наличие каменистых включений). Для трубопроводов большого диаметра (1200 ... 1400 мм) характерны протяжённые разрывы (50... 70 м и более) и высокая вероятность загорания газа (0,6 ... 0,7).
Количество природного газа, способного участвовать в аварии, зависит от диаметра газопровода, рабочего давления, места разрыва, времени его идентификации, особенностей расстановки и надёжности срабатывания линейной арматуры. Согласно статистике, средние потери газа на одну аварию варьируются в диапазоне от 2,5 до 3 млн. м3.
Для анализа причин и прогнозирования на ближайшую перспективу ожидаемой интенсивности аварий были использованы данные и обобщения, публикуемые в официальных источниках, в том числе в ежегодных отчётах Ростехнадзора. Результаты анализа сведений, содержащихся в ежегодных отчётах о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору приведены в Табл. 1 и на Табл. 2.
Таблица 1. Причины аварий на магистральных газопроводах
Обобщенные сведения об аварийности на газопроводах ОАО «Газпром» за период с 1991-го по 2002 г. приведены в Табл. 3-4.
Из приведённых данных видно, что наибольшее число аварий на линейной части МГ происходило вследствие наружной и внутренней коррозии (26%), брака строительно-монтажных работ (25,8%) и механических повреждений (21%).
Анализ статистических данных показал, что интенсивность аварий на магистральных трубопроводах имеет выраженный региональный характер. То есть определяется не только общими показателями научно-технического прогресса в отрасли, но и целым рядом локальных факторов климатического, инженерногеологического и геодинамического характера, особенностями сооружения и эксплуатации конкретного участка, развитостью промышленной и транспортной инфраструктуры, общей хозяйственной активностью в регионе.
Таблица 2. Суммарное распределение причин аварий на магистральных газопроводах за 2005-2013 гг.
25.8 |
Брак СМР |
22 |
Наружная коррозия |
21 |
Механические повреждения |
9,4 |
Дефекты трубы |
5,9 |
Нарушение ПТЭ |
4,2 |
Стихийные бедствия |
4 |
Внутренняя коррозия и эрозия |
4 |
Прочие причины |
3 |
Дефекты заводского оборудования |
0,5 |
Термическое воздействие |
0,2 |
Нарушение проекта |
Основную опасность аварийной разгерметизации представляют следующиеучастки газопроводов:
• пролегающие за компрессорными станциями (до 5 км) - вследствие нестационарных динамических нагрузок;
• расположенные на узлах подключения;
• подводные переходы;
• проходящие вблизи населённых пунктов и районов с высоким уровнем антропогенной активности (зоны строительства, пересечения с автомобильными и железными дорогами).
Таблица 3. Аварийность и дефектность на газопроводах ОАО «Газпром»
Важно отметить, что после 1990 года на газопроводах России не было аварий типа лавинного разрушения. Это явилось результатом повышения технических требований к трубам и сварным соединениям. Кроме того, улучшилось качество проектных работ, вырос уровень технического обслуживания газопроводов.
Проведённый анализ показал, что скорость коррозии севернее 60 параллели в естественных почвенных условиях вследствие относительно низких температур в 15-20 раз выше, например, чем в районах Средней Азии. Из-за влияния климатических факторов в совокупности с региональными характеристиками коррозионной активности грунтов интенсивность отказов (λср) в северной зоне в 1,4 раза превышает её значение для средней полосы, а в южной зоне этот показатель превышен в 16 раз.
Основными причинами аварий на подводных переходах являются плановые и глубинные деформации русел рек в створе перехода, размывы берегов, механические повреждения судовыми якорями, волокушами, льдом, потеря устойчивости трубопровода, коррозия и брак труб, а также дефекты строительно-монтажных работ.
Таблица 4.Изменение интенсивности аварий (кол-во аварий на 1000 км в год) на газопроводах РФ различных диаметров в 2000-2010 гг.
Аварии в русловой части чаще всего происходят в период весеннего паводка. Но благодаря созданной в ОАО «Газпром» системе периодического контроля и профилактического ремонта, подобные аварии сейчас довольно редки. По оценкам специалистов, их интенсивность примерно в 5-7 раз ниже аналогичного показателя для смежных «сухопутных» участков.
Следует выделить основные проблемы, решение которых позволит в некоторой степени уменьшить аварийность объектов газового профиля.
Во-первых, основной упор делается на противодействие видимым (актуальным на сегодня) опасностям в ущерб профилактике опасностей, которые могут возникнуть в процессе проектирования и на ранних стадиях жизненного цикла объекта.
Во-вторых, происходит многократное повторение однотипных чрезвычайных ситуаций по причине отсутствия механизмов учёта опыта по расследованию инцидентов.
Кроме того, можно отметить недостаточную эффективность действующих служб мониторинга на отдельных предприятиях.
Из списка используемой литературы: Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта / М. В. .Нисанов, А. В. Савина, Д. В. Дегтярёв, Е. А. Самусева // Безопасность труда в промышленности. - 2010. - № 7. - С. 16-22.
Сергей Савонин, руководитель Департамента экспертизы промышленной
безопасности; Алексей Москаленко, руководитель Департамента
анализа рисков; Наталия Алексеева, ведущий эксперт Департамента
анализа рисков; Алексей Тюндер, эксперт Департамента анализа рисков
(ООО «Городской центр экспертиз»); Зинаида Арсентьева,
руководитель Департамента разработки планов ликвидации
аварийных ситуаций ООО «ГЦЭ-Энерго», «НЕФТЬ РОССИИ», №09, 2015г.
19.АО «Гипротрубопровод»: традиции и инновации
АО «Гипротрубопровод»— один из ведущих отечественных проектных институтов — с 1939 года осуществляет свою деятельность на передовой инженерно-конструкторской мысли, претворяя в жизнь самые смелые проекты, используя современные технологии и методы проектирования. По проектам института создано более 70% магистральных трубопроводов и сопутствующей им инфраструктуры в России и ближнем зарубежье.
С 2007 года АО «Гипротрубопровод»выполняет функции генерального подрядчика по выполнению проектно-изыскательских работ, проведению авторского надзора на строящихся и реконструируемых объектах ОАО «АК «Транснефть».
Динамика роста
В настоящее время АО «Гипротрубопровод» активно развивается: наращиваются производственные мощности, осуществляется четкое планирование и выстраивание системы управления и технического развития, создаются оптимальные условия для своевременной и качественной разработки проектно-сметной документации.
Сегодня институт имеет восемь проектных филиалов в городах, где расположены организации системы «Транснефть», осуществляющие перекачку нефти и нефтепродуктов, и два специализированных — «Инженерные изыскания» и «Центр проектирования систем автоматизации и связи», расположенные в Москве.
Для сопровождения инвестиционных проектов ОАО «АК «Транснефть» и проведения авторского надзора за строительством, институт создает обособленные подразделения, которые действуют в регионах, где реализуются трубопроводные проекты.
За последние годы коллективом института разработаны проекты трубопроводной системы Восточная Сибирь-Тихий океан (ТС ВСТО), Балтийской трубопроводной системы (БТС), нефтепроводов Сковородино-граница КНР, Пурпе-Самотлор, Заполярье-Пурпе и Куюмба-Тайшет. Сегодня специалисты проводят инженерные изыскания и осуществляют подготовку проектно-сметной документации проектов расширения ТС ВСТО, строительства нефтепродуктопроводов «Север» (с увеличением поставок в Приморск) и «Юг» (с поставками в Новороссийск), модернизации перевалочного комплекса «Шесхарис» на черноморском побережье страны.
АО «Гипротрубопровод» занимается не только разработкой инвестиционных проектов, но и активно работает над проектами технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта действующих систем, выполняя в год до 1200 проектов.
АО «Гипротрубопровод» имеет стабильную динамику роста — объем выполняемых коллективом проектно-изыскательских работ за четыре последних года увеличился более, чем в два раза.
По оценке авторитетного британского аналитического агентства PlimsollАО «Гипротрубопровод» стало лидером по объемам продаж среди российских предприятий, занимающихся проектированием трубопроводов для нефтегазовой отрасли. Его доля в этом сегменте рынка составила 26%.
Формулы для нефтепровода
Инженеры-проектировщики, выполняя производственные задачи, широко используют программно-вычислительные комплексы для математического моделирования процесса транспортировки нефти и нефтепродуктов. Программное обеспечение позволяет создавать модель магистрального трубопровода, детально описывающую гидродинамические процессы в трубопроводе, особенности работы технологического оборудования площадочных сооружений, включая алгоритмы работы автоматических систем.
Программное обеспечение применяется не только на стадии проверки проектных решений, но и при определении перспектив развития трубопроводов, проработки вариантов расширения пропускной способности существующих магистралей, для расчета наиболее экономически выгодных вариантов развития трубопроводных систем. Все это делает процесс проектирования более совершенным и оптимальным, снижает трудозатраты и позволяет экономить время и средства, при этом позволяя обеспечивать постоянно высокий уровень безопасности проектных решений.
В 3D -формате
Еще одним эффективным средством в руках современных инженеров являются технологии трехмерного моделирования, с помощью которых можно получить полную и детальную визуализацию объекта, а созданные трехмерные модели предоставляют дополнительную возможность имитации происходящих процессов и внешних воздействий еще до начала строительства.
Инженеры АО «Гипротрубопровод» создали трехмерную модель объекта, включающую все имеющиеся строительные сооружения, а также окружающий рельеф. Исходной информацией для разработчиков стали данные инженерных изысканий и картографических материалов, а также результаты воздушного лазерного сканирования прилегающей местности.
Применение соответствующих алгоритмов гидродинамических расчетов и средств их визуализации позволило не только выявить распределение выпадающих осадков по рельефу, организацию потоков по склонам и ущельям, скорость их движения и технологические сооружения, попавшие под их воздействие, но и полностью отобразить эти процессы на экране компьютерного монитора. Анимация воспроизвела ситуацию трехлетней давности и показала, как водный поток захлестнул коллекторы, произошел перелив и вода попала на промплощадку.
Модель была дополнена новыми и обновленными спроектированными защитными сооружениями, проведено повторное гидродинамическое моделирование, которое показало уровень эффективности предложенных технических решений инженерной защиты.
Полученный опыт показывает, что применение технологий трехмерного моделирования предоставляет широкие возможности для проверки выполненных расчетов, а также анализа параметров объектов трубопроводного транспорта нефти на начальных стадиях их жизненного цикла и будет в дальнейшем использоваться специалистами АО «Гипротрубопровод».
В мае текущего года «Транснефть» и «Гипротрубопровод» стали обладателями диплома Федеральной службы по интеллектуальной собственности Российской Федерации в номинации «100 лучших изобретений России» за разработку «Способ транспортировки нефти по трубопроводу путем реверсивной перекачки». Специалисты института стали также лауреатами премии Правительства РФ в области науки и техники за разработку нового поколения строительных технологий и конструкций, их промышленное производство и внедрение при строительстве нефтепроводов Заполярье-Пурпе и Куюмба-Тайшет.
76-летний опыт успешной проектной деятельности АО «Гипротрубопровод», высокий профессиональный уровень специалистов, использование передовых технологий позволяют уверенно применять комплекс организационно-технических и конструкторско-технологических решений при проектировании объектов трубопроводного транспорта и обеспечивать высокое качество всех видов работ.
«Oil & Gas Journal Russia», №09, 2015г.
20.Московские нефтегазовые конференции
«ROGTEC», №42, 2015г.
21.Предстоящие конференции