A+ A A-

Материалы

Обзор ТЖ 07-08 2015

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

Потенциал нового месторождения Zohr площадью около 100 км2 может составить до 850 млрд. м3 газа, сообща­ет РИА Новости.       

 «Zohr является 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 Eni обсудит 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 CONDRILL является единственным оптимальным техническим решением проблемы и будет способна обеспечить круглогодич­ную эксплуатацию».

В 1990 годы Kvaerner начала работать в ледовых условиях, введя в эксплуатацию первую добывающую платформу на шельфе Ньюфаундлен­да на месторождении Hibernia, а сейчас строит ана­логичную платформу Hebron в 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 Sakhalin Energy, а еще одна в 2012 году - на «Сахалин-1», оператор ExxonMobil (компания Kvaerner отвечала 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 CONDRILL учитывает 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 CONDRILL была 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 Orlan и 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 Kvaerner оборудовала 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 ExxonMobil объявили 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 Flemish Pass на шельфе восточного побережья Канады, где в 2013 году Statoil и Husky Energy открыли новое месторождение Bay du Nord.

Концепция платформы CONDEEP Deep Floater подразумевает 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 Flemish Pass составляет 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 FPSO в Ньюфаундленде и Лабрадоре в бассейне Iceberg Alley.

 

Ник Тердре, «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. м3зна­чительно 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 TANAP и ТАР — главным способом диверсифици­ровать поставки природного газа в Евросоюз.

Правительство Азербайджана уверено в том, что стро­ительство газопроводов TANAP и 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 & Gas Journal Russia», №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 (Caspian Development Corporation). 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 (Statistical Review 2014], 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 RSK Environment ltd. 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.

 

Иван Заблуднев, 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°k образуется 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 остановка ХР 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°k может 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°k от -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 AVEVA Laser Modeller в 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 AVEVA Laser Modeller добавляет 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 Fluxocord 35 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 счет легирования (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 следующие участки 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 пред приятиях.

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 Plimsoll АО «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

 

 

 

 

 

«Газовая промышленность», №07, 2015г.

2013 Российский Союз Нефтегазостроителей

omega replica

replica watches uk