Содержание

 

1.	Падение в ожидании роста. О планах трубопроводных строек	2
2.	Переформатирование маршрутов	4
3.	Танкеры с СПГ не смогут попасть на Украину через Босфор	8
4.	Почему «Газпром»  снижает цены для Европы и повышает их для России?	9
5.	Евгений Сатановский: «Управляемого хаоса не бывает»	10
6.	«Стройтрансгаз» построит в Македонии газопровод Клечовце-Неготино	13
7.	Реконструкция морских трубопроводов	13
8.	Рейтинговая оценка подрядчиков - фактор минимизаций рисков инвестиционной деятельности	15
9.	Проблемы разработки нетрадиционных источников углеводородов	20
10.	Нетрадиционные нефтяные месторождения требуют внедрения инновационных технологий	22
11.	Для реконструкции НПЗ	23
12.	Уфимский профиль	26
13.	«К санкциям мы подготовились заранее»	28
14.	Налоги от разработки Приразломного составят  40 млрд. рублей в год	29
15.	РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина - 85 лет!	30
16.	«Транснефть» в Пекине	32
17.	Стандарт организации	33
18.	Московские нефтегазовые конференции	34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Падение в ожидании роста. О планах трубопроводных строек

 

Планы строительства трубопроводов для транспортировки углеводородов в мире на 2015 год демонстрируют значительный спад, продолжающийся уже второй год. Очевидно, это обусловлено неблагоприятной ситуацией с падением цен на нефть и газ. По-прежнему тон новым проектам задают страны АТР и США. Вместе с тем Китай, выступающий одним из основных застрельщиков проектов, показывает не очень хорошие результаты в макроэкономике.

Тем не менее, планы на 10-летнюю перспективу выглядят более радужно, чем год назад, — показатели на 20% -выше. Активизировались проекты поставок газа из Центральной Азии и России на мировой рынок, реализуют планы нефте- и газовых  магистралей США и Канада.

Согласно данным компаний и OGJ, в 2015 году планируется проложить 10 480 км трубопроводов, что на 30% меньше по сравнению с предыдущим годом. В 2014 году планы корректировались в сторону сокращения еще более серьезно — на 39%. Спад ожидается для всех трех категорий трубопроводно­го транспорта: продукто-, нефте- и газопроводов. В общем объеме более 62% планируемого киломе­тража приходится на трубопрово­ды для природного газа, тогда как совсем недавно — в планах на 2014 год — более 60% приходилось на долю нефте- и продуктопроводов.

Протяженность трубопрово­дов, которые планируется постро­ить в будущие периоды (после 2015 года), выросла впервые после того, как этот показатель снижался шесть лет подряд. В течение следу­ющих 10 лет планируется постро­ить нефте-, продукто- и газопрово­ды общей протяженностью более 67 110 км, что на 21% больше пла­нов годичной давности.

Увеличение объемов, запланиро­ванных на будущие периоды в США, Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) и Африке, является достаточно большим, чтобы компен­сировать продолжающееся сокра­щение в других регионах. Наиболь­ший рост запланирован в АТР, в пер­вую очередь благодаря газопрово­дам, для которых планируемый при­рост строительства превышает 57%.

Значительный рост планов по строительству трубопроводов после 2015 года также отмечен в США, причем для всех трех категорий.

 

Глобальные прогнозы

Традиционно прогнозы по пово­ду строительства трубопроводов опираются на глобальные данные о спросе и предложении энергоресурсов.

Наибольший рост спроса будет наблюдаться в странах, не вхо­дящих в Организацию экономи­ческого сотрудничества и разви­тия (ОЭСР): их доля в общемиро­вом потреблении жидкого топли­ва за период с 2010 по 2040 год увеличится с 47% до 63%. Лидера­ми роста будут азиатские страны, где, по прогнозам, потребление будет расти со скоростью 2,6% в год, причем на долю Китая будет приходиться приблизитель­но 46% от этого прироста.

По данным EIA, к 2035 году Китай обгонит США и выйдет на первое место в мире по потребле­нию жидкого топлива.

Трубопроводные прогнозы тесно связаны и с динамикой про­изводства углеводородов в США, и планами экспорта. По оцен­кам EIA, добыча природного газа в США с 2012 по 2040 год будет расти со скоростью 1,6% в год и увеличится с 681,3 млрд. до 1,063 трлн. м³, т.е. на 56%. Рост будет обусловлен увеличением добычи из сланцевых, низкопрони­цаемых, а также морских залежей.

Согласно прогнозу, США станут нетто-экспортером сжиженного природного газа в 2016 году и нет­то-экспортером природного газа во всех формах в 2018 — на два года раньше, чем предполагалось в про­гнозе от 2013 года. По мнению ELA, экспорт СПГ к 2020 году достигнет 57 млрд. м³/г, а к 2039 году — пре­высит 164 млрд. м³/г.

 

 

 

Затраты на строительство

В 2015 году на строительство трубо­проводов будет затрачено более $43 млрд., тогда как на 2013 год пред­усматривалось вложение $40 млрд.

В США средняя стоимость про­кладки одного километра назем­ных трубопроводов, по данным, представленным в Федеральную комиссию по регулированию в области энергетики США (FERC) до июня 2014 года, соста­вила $4,1 млн. вместо $2,5 млн. по оценкам годом ранее.

По прогнозам, 90% всех трубо­проводов будет проложено на суше и 10% — в море.

 

Кристофер Е. Смит,

редактор OGJ по трубопроводному транспорту,

 «Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

2.Переформатирование маршрутов

 

Российские компании меняют конфигурацию базовых проектов транспортировки углеводородов.

В области крупных российских трубопроводных проектов по поставке углеводородно­го сырья в 2014 и начале 2015 года произошли существенные корректировки. Не обо­шлось без сенсации: «Южный поток» «Газпрома» не будет проложен до побережья Болгарии, а пойдет до Турции, сменив название на «Турецкий». Усиливается китай­ский вектор российского экспорта. Резко активизирован проект «Алтай», западный маршрут поставок газа в Китай. «Транснефть» предпринимает самые активные дей­ствия по увеличению мощности ВСТО, несмотря на экономический кризис.

В итоге российские монополии стремятся диверсифицировать риски поставок в условиях обострения политических взаимоотношений с Западом.

Два основных инвестора в строительство трубопрово­дов в России, «Газпром» и «Транснефть», увеличили свои инвестиционные программы на 2015 год по сравнению с аналогичными программами на 2014 год. Вме­сте с тем надо учесть, что программы оцениваются в рублевом выражении, а национальная валюта во второй половине 2014 года упала по отношению к доллару почти вдвое.

При оценке инвестпрограмм нужно также иметь в виду, что «Газпром» берет на себя реализацию круп­нейших отраслевых мегапроектов, которых насчитыва­ется целых три: восточный маршрут экспорта газа в Китай «Сила Сибири», западный китайский маршрут «Алтай» и «Турецкий поток».

 

Инвестпрограммы

Инвестиционная программа «Газпрома» на 2015 год в декабре была утверждена на уровне 840,35 млрд. руб., её основные показатели увеличились на     1,11 млрд. руб. по сравнению с вариантом, одобрен­ным правлением компании в ноябре. В том числе расширение бюджета пришлось на предваритель­ные исследования по «Алтаю». Программа оптими­зации затрат на 2015 год должна дать «Газпрому» эффект в 13,1 млрд. руб.

В декабре 2013 года инвестпрограмма была утверждена в объеме 806 млрд. руб., а в октябре 2014 — увеличена до 1,026 трлн. руб.

Из-за того, что газовой компании было отказано в авансе от китайской CNPCпо контракту «Сила Сиби­ри», «Газпром» надеялся на предоставление ей государственной помощи, в том числе из Фонда национальной безопасности.

Инвестпрограмма «Транснефти» на 2015 год запла­нирована в объеме 383,3 млрд. руб., тогда как планына 2014 год предполагали 372,6 млрд. руб.

При этом «Транснефть», по заявлению главы компании Николая Токарева, не нуждалась в средствах из ФНБ.

 

НЕФТЬ

ВСТО-1 увеличила мощность

В декабре 2014 года «Транснефть» увеличила мощность нефтепровода   ВСТО-1 до 58 млн. т нефти в год. Это произошло за счет запуска трех нефтеперекачиваю­щих станций. Дистанционно пуском руководил прези­дент «Транснефти» Николай Токарев.

Расширение пропускной способности магистра­ли позволит увеличить объем экспорта российской нефти на рынок АТР, в том числе выполнить российско-китайские договоренности об увеличении с 1 января 2015 года поставок нефти в Китай до   20 млн. т нефти в год.

По ВСТО до Мохе

«Транснефть» выполняла также работы по расшире­нию пропускной способности российско-китайского нефтепровода Сковородино — Мохэ. В частности, уве­личение мощности НПС № 21 было призвано обеспе­чить возможность роста объемов прокачки.

На новый рост

Трубопроводная монополия планирует дальнейшее расширение восточной нефтяной магистрали.

К 2020 году мощность ВСТО-1 должна быть увеличена до 80 млн. т/г, а  ВСТО-2 — до 50 млн. т/г.

Поэтому в строительство новых и модернизацию имеющихся объектов «Транснефть» намерена инве­стировать 45 млрд. руб. Для чего потребуется построить шесть новых НПС на ВСТО-1 и четыре — на ВСТО-2, а также один резервуар объемом 100 тыс. м³.

Согласно планам «Транснефти» и нефтяных компаний, к 2020 году 30 млн. т/г будет поставляться по двум очередям ВСТО в Китай (в 2014 году этот объем соста­вил свыше 15 млн. т), еще 24 млн. т/г будет идти через порт Козьмино (Приморский край). Остальные объ­емы зарезервированы для дальневосточных заво­дов: 6 млн. т/г — для Хабаровского НПЗ, 8 млн. — для Комсомольского НПЗ, 12 млн. т — для проектируемой ВНХК.

Заполярье - Пурпе

«Транснефть» в 2014 году продолжала строительство нефтепровода Заполярье — Пурпе, намереваясь сдать его в первом квартале 2016 года, хотя наблюдатели не исключали варианты сдвижения этого срока.

В июле было объявлено о завершении сварки линейной части второй очереди нефтепровода и начале проведения гидравлических испытаний на проч­ность. Основной объем работ по сварке был выполнен зимой 2013-2014 года. Завершилась укладка трубы в траншею на подземных участках. Параллельно с реализацией второй очереди проекта начались сварочно-монтажные работы на линейной части тре­тьей очереди.

Заполярье — Пурпе является составной частью трубопроводной системы Заполярье — Пурпе — Самотлор. Проект позволит вовлечь в оборот сырье новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного окру­га и севера Красноярского края. Предварительно его реализация оценивалась в 120 млрд. руб., затем, в 2014 году, «Транснефть» увеличила этот показатель до 199,2 млрд. руб.

Куюмба - Тайшет

В марте 2015 года «ЦУП ВСТО» приступил к укладке дюкера резервной нитки подводного перехода маги­стрального нефтепровода Куюмба — Тайшет через Ангару. Протяженность дюкера составляет 1860 м.

Всего в рамках проекта предусмотрено возведение семи подводных переходов через реки Ангара, Чуна и Бирюса (два перехода). Завершить строительные рабо­ты по всем ППМН Куюмба — Тайшет компания плани­рует до начала 2016 года, в четвертом квартале запла­нирован ввод магистрали в эксплуатацию.

Стоимость проекта «Куюмба—Тайшет» оценивается в 97 млрд. руб. Длина нефтепровода составит 719 км,

535 из них пройдут по территории Красноярского края: магистраль соединит нефтяные месторождения юга Эвенкии (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского) с трубопроводной системой ВСТО. Пропускная спо­собность нефтепровода Куюмба — Тайшет — 15 млн. т нефти в год.

На двукратный рост

«Транснефть» в целом собирается ориентировать свою систему на больший объем прокачки нефтепродук­тов. К 2020 году их транспортировка по системе магистральных нефтепродуктопроводов вырастет с 31 млн. до 59 млн. т/г. Сегодня только 25% от объема произ­водства светлых нефтепродуктов в стране транспортируется по трубопроводам, остальное — по железной дороге. «Транснефть» намерена побороться за увеличе­ние этой доли.

При этом большинство заводов, подключенных к трубопроводной системе, в 2015 году будут выпускать дизтопливо стандарта Евро-5.

«Транснефть» считает основным проектом по поставке нефтепродуктов на экспорт проект «Север». Он сохраняет этот статус наряду с модернизацией системы БТС. Проектная мощность «Севера» состав­ляла 8,5 млн. т/г, однако фактические объемы в 2014 году превысили этот показатель (поставлено 11 млн. т). Модернизация мощностей «Севера» позволит выйти на объём поставок в 15 млн. т/г.

 

ГАЗ

«Южный коридор» - Восток

«Газпром» в августе объявил о начале строитель­ства «Восточного маршрута» газопроводной системы «Южный коридор».

«Восточный маршрут» — второй этап строительства «Южного коридора»: системы газопроводов, которая позволит направить в регионы центральной и южной части России дополнительные объемы природного газа, кроме того, объемы газа по системе планируются для поставки на экспорт по дну Черного моря.

Маршрут восточного направления начинается в Починках Нижегородской области и заканчивается в районе Анапы. Протяженность магистрали — более 1625 км. По плану маршрут должен быть введен в экс­плуатацию к 2017 году.

Турецкий гамбит?

В декабре 2014 года неожиданно был отменен проект «Южный поток» «Газпрома» в своем изначальном фор­мате. Во время визита в Турцию 1 декабря Владимир Путин и глава «Газпрома» Алексей Миллер заявили об отказе от проекта. Основной причиной было назва­но то, что Болгария не разрешила строительство трубопровода на своей территории, поэтому прокладка мор­ской части до побережья этой страны потеряла смысл.

Затем было заявлено о переориентации проек­та на турецкое побережье. Согласно новой конфигурации, оговоренной в российско-турецком меморандуме, газ для Европы планируется доставлять на грани­цу Турции и Греции, где может быть создан газовый хаб. Предполагается, как и в прежнем случае, стро­ительство 4 ниток трубопровода по 15,75 млрд. м³, общим объемом 63 млрд. м³. Однако эксперты гово­рят о том, что пока нельзя точно прогнозировать, будут ли построены все нитки. При этом Турция ежегодно закупает до 30 млрд. м³ российского газа в год, но из них только 16 млрд. м³ идет напрямую через «Голубой поток» по дну Черного моря. Новый газопровод призван снизить зависимость от украин­ского транзита.

Россия и Турция между тем договорились, что газотранспортные мощности на территории Турции будут создаваться совместно двумя странами; упол­номоченной компанией с турецкой стороны назначе­на Botas. Согласно предварительному технико-экономическому расчету, газопровод пройдет 660 км по дну моря в старом «коридоре» «Южного Потока» и 250 км в новом «коридоре» в направлении европейской части Турции.

По итогам визита президента Владимира Путина в Будапешт было заявлено, что Венгрия останется потен­циальным транзитером энергоносителей из России.

При этом СП SouthStreamHungaryLtdможет быть использовано для продления на территории ЕС «Турец­кого потока».

Будапешт выразил заинтересованность в прокладке трубы через греческую и македонскую территории и далее прежним маршрутом SouthStreamчерез Сербию, до Австрии и Италии.

В апреле заинтересованность в новом маршруте высказала и Греция, параллельно руководство страны инициировало переговоры с «Газпромом» о скидках на газ.

С Бованенковского

В декабре 2014 года представители «Газпрома» сообщи­ли, что Бованенковское месторождение после выхода на проектную мощность сможет обеспечить заполняемость газопроводов NordStreamи «Южный коридор». 22 декабря был введен в строй второй по счету газовый промысел в Бованенково, который позволит в 1,5 раза увеличить газодобычу на месторождении — до 90 млрд. м³/г. Через четыре года добыча газа должна выйти на уровень 115 млрд. м³/г, а в дальнейшем — до 140 млрд. м³/г.

«Сила Сибири»: начало

01сентября 2014 года в Якутске в присутствии пре­зидента Владимира Путина состоялась торжествен­ная сварка первого стыка газотранспортной системы «Сила Сибири». Эксперты говорят о том, что поставки сырья по газопроводу могут начаться в 2019 — 2021 годах.

В 2014 году «Газпром» вел работы на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое должно стать одним из источников сырья для газопро­вода, по которому «Газпром» планирует поставлять газ в Китай в объеме 38 млрд. м³.

В конце июля 2014 года в Якутию были доставлены первые трубы для строительства участка «Силы Сиби­ри» от Чаяндинского месторождения до Ленска. Всего в 2014 году планируется доставить более 120 тыс. т труб, всего в проекте будет использовано более 1 млн. 700 тыс. т труб. Кроме того, в зимний сезон 2014 — 2015 годов подрядчики «Газпрома» провели сейсморазведоч­ные работы на Чаяндинском методом 3D.

По данным газового холдинга, синхронно с газо­транспортными и добычными мощностями будут строиться объекты переработки многокомпонентного газа восточных месторождений. В районе г.Свобод­ный в 2018 году будут введены в эксплуатацию пер­воочередные мощности Амурского ГПЗ, где из газа будут выделяться ценные компоненты, в том числе этан и гелий.

Трубопровод «Сила Сибири» станет общей газотранспортной системой для иркутского и якутско­го центров газодобычи и будет транспортировать газ этих центров через Хабаровск до Владивостока.

Запасы Чаяндинского месторождения составля­ют 1,2 трлн. м³. Ковыктинского — 1,5 трлн. м³. Плани­руемая протяженность газопровода — около 4 тыс. км (участок Якутия — Хабаровск — Владивосток — около 3 тыс. км, Иркутская область —Якутия — порядка 800 км).

Активизация «Алтая»

Россия и Китай в ноябре активизировали проект запад­ного маршрута поставок в Китай, или «Алтай». В рам­ках визита Владимира Путина в Пекин был подписан меморандум, согласно которому поставки из России на данном направлении составят 30 млрд. м³ газа в год в течение 30 лет. Документ определяет условия транс­портировки топлива с месторождений Западной Сиби­ри. Как стало известно в начале 2015 года, соответству­ющий контракт с китайской стороной может быть под­писан уже в мае 2015-го.

По словам главы газового холдинга Алексея Милле­ра, поставки по газопроводу «Алтай» будут осущест­вляться с тех же месторождений, ресурсы которых используют для продаж сырья в европейские страны.

Также было объявлено, что РФ и КНР прорабатыва­ют дополнительный маршрут поставок трубопроводно­го газа с Дальнего Востока на китайскую территорию.

Российская сторона не исключает, что они могут заме­нить экспорт сжиженного газа с планируемого проекта « Владивосток СПГ».

Что касается «Алтая», то транспортировка топли­ва по западному маршруту может быть запущена син­хронно с восточным. При этом западный маршрут короче, базовые месторождения уже находятся в раз­работке. Для Пекина приоритетное значение имеет восточный маршрут, особенно важный для северо-восточных регионов страны с плохой экологией из-за использования угля. На западной же китайской границе большая конкуренция, поставки осуществляют­ся с казахской, туркменской и узбекской территорий. Вместе с тем планы по «Алтаю» вписываются в ставку Китая на диверсификацию.

 

Илья Альков, редактор направления «Рынки» OGJRussia,

«Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

3.Танкеры с СПГ не смогут попасть на Украину через Босфор

 

Танкеры со сжиженным природ­ным газом (СПГ) не смогут попасть на Украину через Босфор, заявил посол Турции в Киеве Йонет Джан Тезель. Причиной запрета на проход танкеров со стороны турецких вла­стей дипломат назвал возможность техногенной катастрофы, сообщает Bloomberg.

Проход СПГ-танкеров через Бос­фор проблематичен прежде всего из-за угроз безопасности. Среди­земноморские проливы — узкие, в последние годы они значительно перегружены движением судов, в том числе нефтеналивных. В случае аварий, которые уже случались с нефтя­ными танкерами, последствия для населения страны и Стамбула будут разрушительными, отметил Тезель.

По словам турецкого посла, между­народная обстановка тут не при чем, и Турция ответила бы так же любому государству. Между тем наблюдате­ли отмечают, что Украина была наме­рена организовать поставки СПГ морем из США. Некоторое время назад Украина объявила о планах строительства в Черном море СПГ- терминапа, который поможет снизить энергозависимость от России. СПГ из США может доставляться на украинский терминал только через турец­кие проливы.

Реализацию поставок СПГ на Укра­ину также может осложнить недав­нее решение России отказаться от строительства газопровода «Южный поток» в пользу маршрута через Тур­цию, сообщает Bloomberg. Укрепле­ние связей между Россией и Турци­ей еще больше снижает вероятность того, что последняя согласится про­пускать через Босфор танкеры с СПГ для Украины.

По данным EnergyInformationAdministration(EIA), объемы транзи­та нефти и нефтепродуктов через проливы Босфор и Дарданеллы за 8 лет, с 2006 по 2013 год, выросли с 2,6 млн. до 2,9 млн. барр/сут. Руково­дитель турецкой энергетической компании AkfelHoldingASФатих Балтачи сообщил Bloombergв октябре 2014 года, что возросший трафик через пролив вызывает проблемы для судо­ходства и высокие экологический риски. В связи с этим, по его мне­нию, проект Украины в Черном море является нежизнеспособным.

Министр энергетики Украины Юрий Продан 19 ноября 2014 года заявил, что украинская сторона все равно будет осуществлять проект по строительству СПГ-терминала.

Но эта инициатива Украины может быть нейтрализована по экономи­ческим причинам, в связи с край­не тяжелой финансовой ситуацией в стране.

 

«Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

4.Почему «Газпром» снижает цены для европейских потребителей и повы­шает для российских?

 

 «Газпром» снижает цены для европейских потребителей и повы­шает для российских. Каковы пер­спективы компании на Западе, на Востоке и у себя на родине? Чего ждать россиянам от «националь­ного достояния»?

Увеличению поставок способ­ствовало смягчение ценовой по­литики «Газпрома». Компания уже второй год вынуждена предостав­лять скидки в 10-15 % своим европейским партнерам. Российский газ продается в Европе по ценам долгосрочных контрактов, которые рассчитываются, исходя из стои­мости нефти на мировых рынках, поэтому он обходится европейцам дороже, чем, например, часть норвежских поставок, предоставляе­мая по ценам спотового рынка, т. е. с учетом текущей ситуации.

«Газпром», хотя и не намерен отказываться от привязки к ценам на нефть, но ради сохранения евро­пейского рынка вынужден идти на уступки, так что разрыв со спото­выми ценами заметно сокращается. В 2013 году, после предоставления скидок европейским покупателям, он снизился до 7 %. Средняя цена евро­пейских поставок «Газпрома», по сравнению с предыдущим годом снизилась на 5,5 % и составила 380 долларов за тысячу кубометров. Однако поскольку объем поставок возрос, общая выручка компании увеличилась на 10 % (до 61,5 млрд. долларов против 55,8 млрд. долла­ров в 2012-м).

«Газпром» наме­рен ежегодно поставлять в Китай 38 млрд. кубометров газа - это со­ставляет более 20 % всего россий­ского газового экспорта и почти четверть всего потребления газа в КНР за 2013 год. При этом с 2018 года концерн планирует увеличить экспорт на этом направлении до 60 млрд. кубометров. Как сообщил TheFinancialTimesсо ссылкой на свои источники, цена за тысячу ку­бометров составит 468 долларов, а при поставках на границу России и Китая - 360 400 долларов. Правда, эксперты выражают сомнения, что Китай согласится на столь высо­кие цены.

«Газпром» и китайская CNPCв мае 2014 года подписали 30-летний контракт, предусматривающий по­ставку из России в Китай 38 милли­ардов кубометров газа в год по вос­точному маршруту (трубопровод «Сила Сибири»), а в октябре было заключено соответствующее меж­правительственное соглашение.

Кроме того, ведутся переговоры о заключении аналогичного кон­тракта по западному маршруту (га­зопровод «Алтай"). На начальном этапе поставки газа в КНР по этому направлению могут составлять 30 миллиардов кубометров газа в год. В дальнейшем могут быть построе­ны вторая и третья нитки газопро­вода, с выходом на потенциальную производительность до 100 милли­ардов кубометров в год

Поставки газа в ближнее зарубежье снизились. Россия по итогам прошлого года, по предварительным данным, сократила экспорт газа на 6,7 % - до 183,3 миллиарда кубометров, со­общил журналистам представитель Минэнерго.

В конце декабря министр энер­гетики Александр Новак прогно­зировал снижение добычи газа по итогам года на 4 % - до 641 миллиарда кубометров, экспорта - на 6,7 %, до 183,3 миллиарда кубов.

В 2015 году ожидается рост по­ставок газа за рубеж до 207,3 миллиарда кубометров. Ис­точник: РИА Новости.

В бюджет «Газпрома» на 2014 год заложено снижение средней кон­трактной цены газа в странах даль­него зарубежья на 4 % (с 387 до 372 долларов за тысячу кубометров), сообщил в интервью журналу «Газпром» заместитель председателя правления, начальник финансово-экономического департамента рос­сийского газового холдинга Андрей Круглов. Европейские потребители в текущем году будут покупать российский газ на 15 долларов дешев­ле. Зато для российских покупате­лей газ подорожает в среднем на 8 долларов за тысячу кубометров. Это произойдет за счет индексации на 15 % регулируемых цен, которая была проведена в июле 2013 года. В дальнейшем правительство плани­рует индексировать рост тарифов естественных монополий на уро­вень инфляции.

 Круглов. Европейские потребители в текущем году будут покупать российский газ на 15 долларов дешев­ле. Зато для российских покупате­лей газ подорожает в среднем на 8 долларов за тысячу кубометров. Это произойдет за счет индексации на 15 % регулируемых цен, которая была проведена в июле 2013 года. В дальнейшем правительство плани­рует индексировать рост тарифов естественных монополий на уро­вень инфляции.

Контрактные цены «Газпрома» на газ начнут падать во втором-третьем квартале 2015 года. Об этом заявил, отвечая на вопрос ТАСС, председатель совета директоров «Газпрома» Виктор Зубков.

Правление «Газпрома» одобри­ло проект инвестиционной про­граммы компании на 2015 год, в рамках которой предусмотрены расходы в объеме 839,24 млрд. руб. Как отмечается в сообщении ком­пании, совокупные капитальные вложения запланированы на 2015 год в размере 732,023 млрд. руб. в том числе расходы на капитальное строительство - 731,99 млрд. руб.

К числу приоритетных задач в этом разделе отнесены реализация программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал, создание газодобывающих, газо­транспортных и газоперерабатыва­ющих мощностей, использующих газ Якутии, в том числе проекта «Сила Сибири», строительство си­стемы газопроводов «Южный ко­ридор», а также развитие системы подземного хранения газа.

 

«Полимергаз», №01, 2015г.

 

5.Евгений Сатановский: «Управляемого хаоса не бывает»

 

Колебания цен на нефть не сходят с первых полос газет, и долго ещё не сойдут. В этом уверен президент Института Ближнего Востока Е.Сатановский, который поделился с «ТНН» своим видением обстановки в самом нефтяном и самом взрывоопасном регионе планеты.

Пока сохраняется возможность того, что Ливия будет снова собрана как государство силами генерала Халифы Хафтара - взятием Триполи, захватом Бенгази. Но его терпеть не может Запад, опасающийся, что он станет новым Каддафи. Однако без нового Каддафи никакой Ливии не будет. Если вокруг генерала, помимо осколков ВВС, соберется альянс основных племен, поддержи­вавших прежний режим, не исключено, что ему удастся разгромить исламистов разных толков.

Но нужно иметь в виду, что этому будет яростно сопротивляться главный спонсор джихадистов — Катар. Не исключено, что те радикалы из пустыни, которые стали главными бенефициарами падения режима Каддафи, тоже окажутся его противниками.

Сейчас Египет — естественный союзник ге­нерала Хафтара. А египетский светский режим парадоксальным образом поддерживает ислам­ская монархия Саудовской Аравии. Но у саудитов нет другого выхода. Иначе - противостояние Ирану, с одной стороны, и «Исламскому государству» - с другой.

Что касается проблемы «Исламского государства» и распространенных утверждений, что это креатура США, то миф о том, что все, что происходит в мире, является результатом американской политики, — следствие безграмотности людей, его сформировавших и в него верящих. В Амери­ке, впрочем, такая же картина: Обама ведь борется не с реальной Российской Федерацией, а с легендой о всемогущем СССР.

Все государства в зоне Персидского залива создавали когда-то ан­гличане, иногда, кстати, при сопротивлении аме­риканцев. Но затем они зажили своей жизнью. У них свои интересы. У Катара — конфронтация с Саудовской Аравией. И выход на междуна­родные газовые рынки для него куда важнее, чем американские интересы. Катарцы создали систему, которая подняла «братьев-мусульман» на невиданную организационную высоту. Со­здали медиапортал «Аль-Джазира»! Когда это арабы играли какую-то роль в мировых медиа? А сейчас играют, и еще какую!

ИГ смогло подняться на ноги благодаря Катару, но это не значит, что благодаря Катару его можно уничтожить. Джинн уже вырвался из бутылки, зажил своей жизнью, и финансов у него сейчас много больше, чем он мог бы полу­чить от любых спонсоров.

«Аль-Каида» на пике своего могущества по­лучала миллионов пятьдесят долларов в год. ИГ имеет до трех миллиардов в год, полтора-два от деятельности по контрабанде нефти. Но ведь есть еще продажа археологических артефактов (несколько десятков миллионов в год), выкуп за­ложников — как европейцев, так и местных. Есть эксплуатация переведенного в полурабское со­стояние местного населения. Есть перепродажа всего награбленного у йезидов, христиан, шиитов.

Сила ИГ не только в финансах, но и в жест­кой системе управления, отстроенной старыми баасистскими кадрами. Сторонники партии БААС Саддама Хусейна, не получив никакой компенсации, примкнули к исламистам. Велик приток джихадистов и из Европы, и из Центральной Азии, с территории постсоветского пространства в целом — из многих мест... Но три основные силы составили «Исламское государство» — ИГИА, суннитские племена и баасисты. При этом командуют всем джихадисты. Баасисты построили им систему - управления. А комиссары радикального ислама подмяли под себя всех. Как большевики когда-то своих попутчиков.

Рынок  нефти в определённой степени находится в хаотическом состоянии. ОПЕК уже не может влиять на него, как прежде.

Саудиты демпинговали, чтобы обанкротить сланцевые компании США. И то, что параллельно в результате их действий возникли серьёзные проблемы у России и Ирана, их совершенно не расстраивает.

А «арабская весна» Саудовской Аравии не грозит? У нас часто под этим термимом понимают очень разные силы: и протестующую молодежь, и группы вестернизаторов, и джихадистов. И действительно, в волнениях кто толь­ко не участвует. Но в конце в качестве главно­го выгодоприобретателя мы всегда обнаружи­ваем некоего мрачного бородатого мужчину с автоматом.

Саудовская Аравия для таких персонажей вполне уязвима. Джихадисты могут заявить, что монархия к исламским принципам вообще не имеет отношения. И все монархи — узурпаторы и партнеры Запада. Либо на первый план выйдут «братья-мусульмане» — политизированные группировки, которые субсидирует Катар. Там не будет молодёжно-вестернизаторского бунта. Будет исламистский…

Вспомним, что удары по светским режимам в Тунисе, Египте, Ливии, затем в Сирии во многом были нанесены с подачи Саудовской Аравии и Катара. И удар по саддамовскому Ираку тоже в свое время спровоцировала Сау­довская Аравия. Монархии Персидского залива ненавидели светские диктатуры, но в борьбе с ними они открыли дорогу собственным могиль­щикам — джихадистам. В общем, на Ближнем Востоке все только начинается.

Обама мечтает заместить иранской нефтью и газом российские энергоносители на европейском рынке. Ему нужен Иран и для решения афганских проблем, а саудитам он не очень доверяет. И Катар ему тоже твердит, что саудиты — это враги Америки. Обама, конечно, попробует. Но Иран не будет останавливать свою ядерную программу. В результате может обрушиться режим ядерного нераспространения.

На Ближнем Востоке сейчас все очень сложно. Явно есть неформальное соглашение между Ираном, Асадом и американцами по борьбе с ИГ. Но это не снимает цели уничто­жения Асада для Катара, Саудовской Аравии и Турции.

Казалось бы, ну что технически за проблема уничтожить стотысячную группировку экстремистов? Да, можно подвинуть ИГ из района Мосула, но вопрос — куда? Нет сыгранности партий. Слишком разные интересы. Уже известен меморандум руководства ИГ, которое готовится к атаке американцев на Мосул — к сухопутной операции. Для необходимого эффекта нужно ввести туда контингент, в 3 — 5 раз превышаю­щий потенциал ИГ. Это 150 — 250 тыс. человек. А зачем тогда Обама в этом же количестве его из Ирака выводил?

Все происходящее — это результат катастро­фического провала курса Обамы в Ираке. Что делать, Обама не понимает. А ИГ понимает: со­гласно упомянутому меморандуму, оно будет действовать малыми диверсионными группами, уходить от прямых столкновений. Они готовят­ся к перебазированию в подземные бункеры своего командования. Это даст им возможность активно действовать в период противостояния группировке с бронетанковой и авиационной составляющей. А надо еще учитывать, что сун­нитское большинство Ирака и американцев, и ши­итов, и курдов будет воспринимать как врагов.

Иные аналитики, рассуждая об «арабской весне», говорят, что США таким образом создали выгодный им управляемый хаос...

Одна из особенностей американской поли­тики состоит в том, что они любой свой про­вал могут преподнести как часть специальной стратегии. Если какой-то профессор придумал теорию управляемого хаоса, а его студент за­нял пост в Госдепе, конечно, все о ней будут говорить. Но реально не бывает управляемого хаоса. Американцы везде вынуждены реаги­ровать на ситуацию. Они строят некие теории, которые на глазах рушатся — например, уби­вают посла в Ливии. Так что, совершив целый ряд непродуманных действий, они породили в регионе хаос самый обычный — абсолютно неуправляемый.

 

Беседовал Дмитрий, ТНН №04,2015г.

 

 

 

­6.«Стройтрансгаз» построит в Македонии газопровод Клечовце-Неготино

 

В Македонии в середине марта 2015 года началось строительство газопровода Клечовце-Неготино, который в перспективе станет частью  общей газотранспортной систе­мы страны. Работы ведет компания «Стройтрансгаз» (СТГ).

Общая протяженность газопровода составит 96 км, из них «Стройтран­сгаз» построит участок длиной 61 км и диаметром 508 мм. Завершение строительства данного участка ожи­дается в июне 2016 года.

СТГ построит газопровод в счет погашения клиринговой задолжен­ности бывшего СССР перед быв­шей Социалистической Федеративной Республикой Югослави­ей (СФРЮ), в состав которой вхо­дила Македония. Стоимость про­екта составляет $75,7 млн. в соот­ветствии с Межправительственным соглашением об урегулировании обязательств, связанных с товаро­оборотом, которое было подписано 19 июня 2010 года.

Контракт о выполнении работ, под­писанный СТГ и компанией «Маке­донские Энергетические Ресурсы», принят к финансированию Минфи­ном РФ и вступил в силу. Для реа­лизации проекта в Македонии был открыт филиал «Стройтран­сгаз».

 

«Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

7.Реконструкция морских трубопроводов

 

Протяжка пластиковых труб — новые возможности для восстановления транспортной инфраструктуры.

Компания PetronasCarigali(PCSB) является владельцем и оператором обширной сети морских трубопроводов на шельфе Малайзии в Южно-Китайском море. Длина этих трубопроводов может достигать нескольких километров, они проложены на разной глубине от одной платформы к другой или от платформы к берегу. Внутренняя кор­розия, в значительной степени вызванная сульфатредуцирующими бактериями (SRB), может сократить срок службы трубопроводов. По этой причине компания PCSBбыла вынуждена заменить трубопроводы уже через четыре года.

В апреле 2011 года PCSBначала совместный проект с компанией AnticorrosionProtectiveSystemsLLC(APS) с целью разработки материалов и технологий, необходимых для установки пластиковых трубных вставок в существующие и новые под­водные трубопроводы из углеродистой стали для транспортировки углеводородов. Пластиковая труба (IFL) защищает внутреннюю поверхность стальной трубы от коррозии и обеспечивает вторичную герметизацию в случае разрыва или повреждения стального трубопровода.

Трубы укладывались без внутреннего покрытия, а вместо этого использовалась дополнительная тол­щина стенки, так называемая «жертвенная сталь», компенсирующая расчетную коррозию в течение срока службы трубы.

Коррозия редко представляет собой линейное явление, а некоторые ее виды способны приве­сти к повреждению стенки трубы гораздо быстрее, чем предусмотрено при проектировании. Питтинговая коррозия, образование канавок, трещин или щелей на внутренней поверхности трубопровода могут происходить достаточно быстро. Существуют примеры, когда трубопроводы с расчетным сроком службы 20 лет и более выходили из строя уже через четыре года, как это случилось в компании PCSB.

Испы­тания пластиковых труб и проверка на возможность их применения проводилась в Германии, Норвегии и ОАЭ.

Окончательный вариант трубы IFLсостоял из вну­тренней трубы, выполненной из поливинилденфторида (PVDF), разработанной и изготовленной компани­ей SolvaySpecialtyPolymers, плотнотканой арамидной сердцевины, созданной с использованием кевларовой ткани фирмы DuPont, и внешнего слоя из прочного на истирание термопластичного полиуретана фирмы BASF. Готовая труба успешно прошла испытания на пригодность к эксплуатации в условиях углеводород­ной среды с содержанием сероводорода при темпе­ратурах до 110°С и с разрывной прочностью 120 бар. Были разработаны и другие версии труб для эксплуа­тации в менее агрессивных условиях, например, для обратной закачки воды и транспортировки газа.

PVDFимел самый высокий уровень химической стойкости в углеводородных средах при повышен­ных температурах и был более эффективен, чем термопластичный полиуретан (TPU) или полиэтилен высокой плотности (HDPE).

Помимо высокой химической стойкости поливинилденфторид обладал чрезвычайно низкой проницаемо­стью (табл. 1) по сравнению с термопластичным полиу­ретаном и перекрестно сшитым полиэтиленом (CLPE).

 

Таблица 1. Газопроницаемость пластиковых труб IFLиз различных материалов

 

Тип пластмассы	Средняя газопроницаемость, мг/м2 Д
	CH4	CO2	H2S
TPU	157	1103	1500
TPU	8,7	218	146
PVDF	0,5	106	48,5
CLPE	252	1317	1647

 

 

 

Кевларовая сердцевина матрицы трубы IFLпри­дает ей прочность на разрыв, необходимую для установки трубы в существующие подводные трубо­проводы из углеродистой стали. Длина такой встав­ки может достигать 5 км (3,1 mi) за одну протяжку.

Используемая длина IFLзависит от диаметра тру­бопровода, конфигурации и количества изгибов малого радиуса. Тем не менее, практические испыта­ния показали, что реконструкция типичных промыс­ловых трубопроводов для углеводородов с наружным диаметром (НД) 152,4 мм (6") или 203,2 мм (8") может быть осуществима на длину до 10 км.

Летом 2013 года компания APSустановила трубы IFLв газопровод с НД=152,4 мм и нефтепровод НД=203,2 мм. Трубопроводы работали под давлением 60 и 7 бар соответствен­но. Оба трубопровода, каждый немного короче 2 км, приближались к концу своего естественного срока службы после эксплуатации в течение более 35 лет.

Перед детальным планированием проекта рекон­струкции с помощью труб IFLбыла проведена тща­тельная инспекция существующего подводного тру­бопровода на месторождении Samarang. Этот про­цесс включал сопоставление всех данных относительно преобладающих эксплуатационных параме­тров и условий. Инспекции проводились с использо­ванием диагностических внутритрубных снарядов и других средств дистанционного контроля.

Собранные данные помогли инженерам оценить общее состояние и остаточную толщину стенки суще­ствующего трубопровода, а также уточнить требования к размеру трубы IFL, на случай, если потребует­ся усиленная труба для высокого давления с плотной пригонкой. Вывод из эксплуатации, чистка и замеры предшествовали развертыванию морских средств для установки труб IFL, так же как и доставка барабанов с трубами на морскую базу снабжения термина­ла Лабуан. На этой базе, перед отправкой на место­рождение Samarang, трубы прошли дополнительную обработку для придания им требуемой формы.

С помощью специальных аппаратов трубы IFLустанавливались в реконструируемый трубопровод со скоростью до 10 м/мин. Бригада вытягивала трос (фал), пропущенный по трубопроводу при оконча­тельной очистке и процедуре измерений, используя к трос лебедки для установки трубы и подсоединяя его к буксировочной головке на конце трубопровода.

С помощью программного обеспечения IFLинже­неры определили тяговые усилия лебедки, необхо­димые для протяжки трубы. Блок лебедок, исполь­зуемых для установки IFL, был оснащен датчика­ми усилия и устройствами блокирования операций в случае возникновения нагрузок, превосходящих заданные значения. Оператор также имел возмож­ность установить устройства для автоматическо­го отключения при определенной нагрузке, соответ­ствующей предельным значениям расчетного коэф­фициента запаса прочности труб по пределу текучести. Однако в данном случае, как и в большинстве случаев прокладки труб длиной 0,5 — 5 км, действующие силы не превышали одной десятой предела текучести труб на разрыв.

Установке труб предшествовала установка автосцепов оконечного устройства IFLв местах расположения фланцев райзера. После того как труба IFLбыла протянута по всей длине трубопровода, бригада использова­ла воздух для возвращения ей круглой формы. Труба, изготовленная с таким же диаметром, как и внутрен­ний диаметр трубопровода, расширялась до плотного контакта с внутренней стенкой трубопровода.

После этого производилась установка вставок оконечного устройства, которые обеспечивают надежную герметичность соединения и заделку кон­цов трубы. Гидроиспытания реконструированного трубопровода показали, что он готов к повторному вводу в эксплуатацию и нормальной работе.

По оценкам компании Petronas, срок службы этих трубопроводов продлен по крайней мере на 30 лет.

 

РобертУолтерс, «Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

8.Рейтинговая оценка подрядчиков - фактор минимизаций рисков инвестиционной деятельности

 

Особенностью инвестиционной деятельности в строительстве является наличие большого числа рисков, которые вынуждают инвесторов нести значительные дополнительные затраты. Эти затраты связаны с анализом рисков деятельности, разработкой и реализацией предупреждающих действий либо, в значительно больших объемах, с ликвидацией последствий появления указанных рисков. Одним из эффективных методов снижения указанных рисков является пред­варительный отбор участников реализации строительногопроекта. Авторами рассмотрено текущее состояние проблемы рейтингового отбора и предлагается внедрение системы рейтинговой оценки участников строительного процесса рейтинговыми агентствами.

Риски инвестиционной деятельности обусловливаются различными факторами: объективными и субъектив­ными, внутренними и внешними. Влияние рисков на инвестиционную деятельность выражается в существенных затратах всех участников инвестиционного процесса. При этом затраты связаны либо с анали­зом рисков, разработкой и реализацией предупреждающих действий, либо, в зна­чительно больших объемах, с ликвидацией последствий появления указанных рисков.

 Минимизация рисков инвесторов воз­можна при организации системы рей тингования строительных организаций.Источники потенциальных рисков заложены как в деятельности строительных организаций, так и во взаимодействии участников инвестиционного проекта. Последствия проявления рисков, связанных с взаимодействием участников процесса, могут быть более существенными. Недаром вопросам организации строительства уделяется такое пристальное внимание.

Президент Российской Федерации В.В.Путин в ежегодном послании Федеральному Собранию от 4 декабря 2014 г. обратил особое внимание на вопрос созда­ния единого заказчика как один из факторов снижения коррупционных рисков.

В государственной сфере инвестиционная деятельность регламентируется Постановлением Госстроя России от 8 июня 2001 г. № 58 «Положение о заказчике при строительстве объектов для государ­ственных нужд на территории Российской Федерации», которым определены основ­ные функции заказчика, среди которых - предварительный отбор проектировщиков, подрядчиков, изготовителей и поставщиков оборудования.

Нормы законодательства требуют от участ­ника строительства удовлетворения опре­деленнымтребованиям по квалификаци­онному составу, техническому оснащению, страхованию и финансовому обеспечению компенсации ущербов третьим лицам.

Указанные нормы, несомненно, оказыва­ют положительное влияние на безопасность объектов капитального строительства. Градостроительным кодексом Российской Федерации от 29 декабря 2004 г. № 190-ФЗ (п. 1 ст. 55.8) прямо предусмотрена воз­можность выполнения работ, которые ока­зывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, только при наличии выданного саморегулируемой организацией свидетельства о допуске к работам. Свидетельства выдаются строи­тельным организациям, удовлетворяющим указанным требованиям.

Минимизация рисков заказчика требует привлечения новых (инновационных) ме­тодик и критериев отбора строительных организаций.

Процесс выбора подрядчика исходит из принципа: чем ниже цена подряда, тем лучше подрядчик. Так ли это на самом деле? Многочисленные расчеты свидетельствуют о том, что любая компания, участвующая в торгах, может снизить ценупервоначального предложения не более чем на 25 %. Да и то, это возможно только при условии, что подрядчик имеет собственных субподрядчиков и производителей строи­тельных материалов в качестве дочерних компаний. Большее снижение цены может, быть осуществлено только в ущерб качеству строительства и срокам работ.

В крупных (системообразующих) ком­паниях (Газпром, Роснефть, Транснефть) существует практика выбора подрядчика на основе оценки его соответствия корпоративным правилам (стандартам). К сожалению, и они грешат необъективностью, ведут к снижению конкурентноспособности, создавая условия для выбора «нужных» исполнителей и роста коррупционных рисков. В любом случае, не достигается цель проведения конкурсных торгов: выбор наи­лучшего исполнителя работ по наименьшей стоимости. Положение усугубляется тем, что зачастую «нужный» исполнитель выигрывает торги путем заведомого снижения цены предложения ниже всех разумных пределов. Впоследствии строительство осуществляется со значительным превыше­нием сметных затрат, за счет выполнения согласованных и оплачиваемых заказчиком дополнительных работ.

Реализация метода рейтинговой оцен­ки отражена в новом ГОСТ Р 56002-2014 «Оценка опыта и деловой репутации строи­тельных организаций» (утвержден Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и методологии (POCCTAH- ДАРТ) от 17 апреля 2014 г.), который начал действовать с 1 сентября 2014 г.Данный стандарт разрабатывался Некоммерче­ским партнерством «Национальный центр «СпецРесурс», ЗАО «Институт Деловой репутации», а также ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт сер­тификации».

Стандартом предлагается оценка де­ловой репутации компании путем расчета двух моделей: экономической и факторной.

Что касается первой экономической мо­дели оценки, то там все довольно понятно просто, деловая репутация рассчитывает­ся как разница между ценой приобретения компании и суммой всех ее активов, или так называемый гудвил (goodwill). Идея не нова и в экономических кругах используется достаточно давно.

Более детально стандарт раскрывает вторую модель - факторную. Именно в ходе анализа ее основных положений и были выявлены значительные недостатки.

Одним из пяти анализируемых факторов деловой репутации по данному стандар­ту является фактор «Средства». Цитата из ГОСТ Р 56002-2014: «Фактор «Средства» зависит от обеспеченности организации ресурсами, необходимыми для проведения    строительных работ». По мнению авторов статьи, данный фактор может повлиять на скорость или объем производимых работ, но его влияние на деловую репутацию ком­пании очень спорное. Тем более непонятно, почему данный показатель учитывается с наибольшим из всех весом (0,375 из 1).

  Целесообразно было бы заменить данный показатель или снизить оценку до приемлемых 0,10, а также дополнить его показателем, который действительно влияет на деловую репутацию, - «Опыт на строительном рынке».

Одним из субфакторов, используемых при оценке фактора «Имидж», является «За­держка сдачи объектов». Считается среднее значение среди всех случаев задержки, а потом выставляется балл в зависимости от полученного числа. Таким образом, нигде не используется соотношение числа случаев задержек с общим числом возведенных объ­ектов, что является не совсем правильным.

 В результате первая компания получает меньший балл, хотя у второй суммарная задержка по всем объектам составила больше 2 лет. На взгляд авторов, при этом не учтен существенный факт задержки строительства по вине заказчика. Вряд ли кто будет возражать против утверждения,что такой подход для оценки соблюдения сроков строительства, мягко говоря, не совсем корректен.

Для определения фактора «История» необходимо посчитать такой субфактор, как «Ритмичность работы». На взгляд авторов статьи, следует вместо использования необосно­ванного показателя ритмичности работы анализировать динамику роста выручки.

Одним из основных факторов, приме­няемых в факторной модели оценки дело­вой репутации, является «Достоверность сведений».

Все перечисленные замечания по фак­торному методу оценки деловой репутации строительных компаний могут значительно исказить конечные результаты рейтингования.

Интуитивно понятно, что если конечная оценка сложилась близкой к 1, то это хорошая оценка, а если ближе к 0, то плохая. Однако в современных требованиях и стандартах рыночных отношений этого явно недостаточно. Отсутствие шкалы сопоставления числовых значений с конечным «вердиктом» по репутации ком­пании лишает данный ГОСТ Р 56002-2014 практической применимости.

Утверждение подобного государствен­ного стандарта для оценки деловой репутации строительных компаний - в це­лом идея положительная, но в случае ГОСТ Р 56002-2014 с его утверждением явно поторопились.

Логично, что большее число критериев дает более достоверный результат рей­тинговой оценки компании. Так, в корпоративной оценке генеральных подрядчиков ОАО «Газпром» имеется не менее 120 показателей (Регламент по контролю качества строительства генподрядными организациями на объектах ОАО «Газпром», утвержден 11 февраля 2014 г.). Конечно, при таком объеме показателей возрастет нагрузка, как на экспертов, так и на компа­нию, которую они оценивают.

Вместе с тем необходимо менять под­ход к организации выбора подрядчика при закупках строительной продукции для государственных нужд в целях минимизации рисков неисполнения требования условий договора.

Использование независимых рейтинго­вых оценок - распространенная международная практика при выборе поставщиков по соотношению «цена/качество». Внедре­ние процедуры аккредитации рейтинговых агентств при Министерстве строительства и ЖКХ РФ позволит не допустить «коммер­циализацию» рейтингования и обеспечить сопоставимость оценок разных рейтинговых агентств по определенным критериям.

          

Принципы организации системы рейтингования строительных, проектных и изыскательских компаний могут быть следующими:

•                                рейтинговые агентства должны быть аккредитованы при Министерстве строи­тельства и ЖКХ РФ;

•                                все критерии оценки, используемые рейтинговыми агентствами, должны быть опубликованы на официальном сайте рей­тингового агентства;

•                                срок действия рейтинговой оценки, при­своенной рейтинговым агентством, состав­ляет три года с ежегодным подтверждением;

•                                по результату проведения рейтинга оцениваемой компании предоставляется отчет, с обоснованием присвоенного уровня рейтинга;

•                                периодичность мониторинга рейтинговой оценки определяется рейтинговым агент­ством самостоятельно и устанавливается внутренним положением;

•                                   в случае выявления негативных тенденций в деятельности оцениваемой компании рейтинговое агентство может отозвать присвоенный рейтинг или приостановить его действие. Информацию об этом рей­тинговое агентство обязано опубликовать на своем официальном сайте;

•                                   рейтинговая оценка осуществляется с обязательным учетом стандартных тре­бований потребителей и законодательства, устанавливаемых при проведении закупоч­ных процедур;

•                                   не допускается рейтинговая оценка аф­филированных с рейтинговым агентством компаний;

•                                   при установлении требования к мини­мальной рейтинговой оценке генподрядчика (генпроектировщика) данное требование распространяется также на привлекаемых подрядчиков.

 

Критерии аккредитации рейтинговых агентств:

•                                   наличие официального сайта в сети Интернет для раскрытия информации о методологии рейтингового агентства и присвоенных рейтинговым агентством оценках;

•                                   наличие на момент аккредитации не ме­нее 10 присвоенных контактных рейтингов;

•                                   наличие в штате рейтингового агентства не менее одного эксперта строительной отрасли, имеющего ученую степень; _t

•                                   наличие квалифицированного персона­ла - не менее четырех аккредитованных экспертов по каждому направлению рей­тинговой оценки:строительство, проекти­рование, инженерные изыскания (при этом не менее   50 % аккредитованных экспертов должны состоять в штате рейтингового агентства);

•                                   эксперты агентства должны быть аккре­дитованы на осуществление деятельности в сфере строительства и состоять в Реестре Министерства строительства и ЖКХ РФ;

•                                   обязательное страхование ответствен­ности рейтингового агентства на сумму не менее 50 млн. руб.;

•                                   деятельность рейтингового агентства должна быть сертифицирована в соответ­ствии с Системой менеджмента качества.

 

Критерии аккредитации экспертов:

•                                наличие стажа работы не менее 10 лет по направлению осуществления рейтин­говой оценки;

•                                наличие профильного образования, по направлению осуществления рейтин­говой оценки;

•                                допущение совмещения работы эксперта с другой деятельностью;

•                                разрешение осуществлять трудовую деятельность только в одном рейтинговом агентстве;

•                                исключение эксперта из Реестра и за­прещение дальнейшей экспертной дея­тельности после единственного случая утери доверия.

Таким образом, в настоящее время назрела потребность в создании системынезависимой рейтинговой оценки. С ис­пользованием методик и приемов указан­ной системынезависимые рейтинговые агентства строителей смогут проводить наиболее объективную оценку деятельности подрядных организаций проектировщиков, изыскателей и строителей.

 

На базе проведенного анализа авторы статьи вносят следующие предложения:

*                включить в законодательную базу требова­ния обязательной независимой рейтинговой оценки компании, претендующих на участие в конкурсном отборе выполнения работ по строительству, финансируемых за счет средств бюджетов различных уровней, компаний с долевым участием государства, а также финансируемых по программам государственно-частного партнерства, при стоимости:

*                0,05 млрд. руб. и более для проектно-изыскательных работ;

•                               0,50 млрд. руб. и более для строитель­ных работ;

•                               порядок деятельности рейтинговых агентств и проведения рейтинговой оценки утвердить Постановлением Правительства РФ;

•                               установить законодательно минимально необходимые требования к кадровому составу, квалификации и оснащению рей­тинговых агентств;

•                               установить законодательно требование аккредитации экспертов и рейтинговых агентств Министерством строительства и ЖКХ РФ.

 

Б.В.Будзуляк, А.А.Апостолов, Н.Ф.Селезнев, Л.П.Моисеев

 (НП «СРО ОСГиНК», РФ, Москва), Н.Н.Алексеенко (Рейтинговое

 агентство строительного комплекса «РАСК», РФ, Москва),

 «Газовая промышленность»,№04,2015г.

 

9.Проблемы разработки нетрадиционных источников углеводородов

 

Несмотря на обилие разговоров и прогнозов о завершении эры нефти и газа и наступлении периода возобновляемых источников энергии (солнечной, ветровой, геотермальной и пр.), я убежден, что до конца нынешнего века нефть, газ и уголь будут ос­новными видами энергии. Возможно увеличение атомной энергетики, более полное использование гидроресурсов, однако приоритет будет за нефтью, газом, углем.

Россия по итогам 2012 г. занимает первое место в мире по добыче углеводородов. На нашу долю приходилось 15% мировой добычи, США имели 14,4 %. В 2013 г. США несколько обогнали нас за счет увеличения добычи сланцевого газа и жидких углеводородов из сланцевых пород.

В России накоплен определенный опыт разработки нетради­ционных нефтяных месторождений, прежде всего компанией «Татнефть», которая работает на сложных в геологическом плане месторождениях более 60 лет. После значительного падения объемов добычи «Татнефть» сумела стабилизиро­вать и даже несколько увеличить ее. Здесь много внима­ния уделяют повышению коэффициента нефтеотдачи, он значительно выше среднего по стране, а на Ромашкинском месторождении составляет 0,5.

В «Татнефтьи» продолжа­ется разработка двух месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами. В этой компании составлена программа в области недропользования до 2020 г.

Компании «Роснефть» и Statoilпланируют создать совместное предприятие для опыт­но-промышленной разработки доманиковых отложений в Самарской обл.

Среди компаний, работающих на нетради­ционных месторождениях в России, можно отметить Shell, которая осваивает Салымское месторождение, где применяются тепловые методы, закачка газа, химические методы и т. д. Наиболее предметно и целенаправленно над освоением нетрадиционных месторожде­ний работает компания «РИТЭК», входящая в Группу «ЛУКОЙЛ». На сегодняшний день в ОАО «РИТЭК» внедрено в производ­ство более 50 собственных и привлеченных новейших разработок.

Наиболее приоритетные программы ОАО «РИТЭК»:

•Комплекс термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Геологические запасы залежей баженовской свиты, по оцен­кам специалистов, составляют 150-200 млрд. т углеводородного сырья. При разработке данных залежей традиционными методами нефтеотдача пластов составляет 3-5 %, что говорит о необходимости внедрения инно­вационных технологий. В последние годы ОАО «РИТЭК» ведет активную разработку технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Данный метод базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термиче­ских и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения.

•Комплекс освоения трудноизвлекаемых запа­сов нефти методом водогазового воздействия. Специалистами ОАО «РИТЭК» освоена техно­логия повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа.

Данное решение позволяет повысить неф­теотдачу пластов с 15-25 % до 30 % и более. Для таких целей ОАО «РИТЭК» провело модер­низацию бустерной насосно-комперессорной установки. Технология водогазового воздей­ствия внедрена на четырех эксперименталь­ных участках. Дополнительная добыча нефти с начала применения технологии водогазового воздействия составила более 500 тыс. т.

Мы сегодня стоим в преддверии качественно нового этапа - этапа планомерного наращива­ния отдачи российских недр. И в связи с этим должны пересмотреть сложившиеся в последние годы (15-20 лет) взгляды на многие проблемы. Чтобы и впредь иметь возможность наращивать добычу нефти и газа или хотя бы сохранить сегодняшний уровень, мы, образно говоря, должны знать, где, что и в каких коли­чествах залегает. Мы обязаны хорошо изучить свои недра и быть рачительными хозяевами, планируя их освоение.

Минэнерго США опубликовало данные, что Россия занимает первое место в мире по за­пасам сланцевой нефти - 75 млрд. баррелей, или более 10 млрд. т. На самом деле эта цифра существенно занижена, так как ресурсы только баженовской свиты составляют 150-200 млрд. т. Запасы газа по категории А + В + С₁ - 44,6 трлн. м³; ресурсы С₃ - 33,7 трлн. м³; Д₁ - 66,8 трлн. м³; Д₂-101 трлн. м³; всего начальные суммарные ресурсы составляют 287,5 трлн. м³. Это без учета сланцевого газа, газогидратов.

Ресурсы нефти в битуминозных песчани­ках и запасы тяжелой нефти оцениваются в 430-500 млрд. т, из них только 5-10 % можно получить путем открытой эксплуатации место­рождений.

По данным Министерства энергетики США, добыча нефти (в млн. т) в перспективе будет выглядеть следующим образом.

 

	2008	2015	2020	2030
Добыча традиционной нефти	4085	4360	4490	4825
Добыча нетрадиционной нефти	200	305	390	575
в том числе:
сверхтяжёлых	35	40	55	70
битумы	75	115	145	205
из угля	10	15	25	65
из газа	5	15	15	15
из сланцев	1	25	35	75

 

 

По данным ВНИГНИ, в 2020 г. прогнозные показатели добычи нефти и газа в РФ соста­вят 545 млн. т нефти и конденсата и более 800 млрд. м³ газа. В 2014 г. добыча составила: нефти - 526 млн. т, газа - 640 млрд. м³. Рост добычи нефти и даже ее стабилизация не­возможны без ввода в активную разработку нетрадиционных месторождений. Сегодня в стране не созданы условия для развития добычи нетрадиционных запасов.

Не соответствует современным реалиям действующая система классификации запа­сов и ресурсов углеводородов, практически не учитывающая эффективность освоения месторождений и не стимулирующая увеличение коэффициента извлечения нефти.

Было бы целесообразным сформировать в Правительственной комиссии по вопросам ТЭК и воспроизводству минерально-сырьевой базы рабочую группу по вопросам модерни­зации российского нефтегазового сектора. Для ликвидации технологической зависимо­сти отечественного нефтегазового сектора от иностранных компаний назрела необхо­димость создания национального нефтяного института со статусом государственной или государственно-частной структуры, с вклю­чением в него остатков научных институтов, Центральной комиссии по разработке месторождений, Государственной комиссии по запасам и т. д.

 

Г.И.Шмаль, президент Союза нефтегазопромышленников России,

 д.э.н., материал подгоговила О.Остроумова, ООО «Газойл Пресс»,

 «Газовая промышленность», №04, 2015г.

 

10.Нетрадиционные нефтяные месторождения требуют внедрения инновационных технологий

 

В рамках 2-й международной конференции «Нетрадиционная нефть России и методы увеличения нефтеот­дачи», которая состоялась в Москве 3-4 декабря 2014г. при поддержке Института Адама Смита, выступил с докладом «Технологические и экономические проблемы разработки нетрадиционных нефтяных месторождений президент Союза нефтегазопромышленников России Г.Шмаль.

Он обозначил проблемы нефтяной стратегии России:

-отставание с приростом запасов. По данным известного геолога Е.Груниса, дефицит прироста запасов за последние годы составил 1,4 млрд. т по сравнению с добычей;

-недостаточно эффективное использование недр. Коэф­фициент нефтеизвлечения за последние 25-30 лет сни­зился на 15 % и составляет сегодня         29-30 %. Повышение КИН на 1 % дает прибавку в 10-15 млн. т годовой добычи. Несмотря на усилия нефтяных компаний и высокие штрафы за сжигание попутного нефтяного газа, не удалось добиться 95 % его квалифицированного использования;

-хроническое недофинансирование нефтяной промыш­ленности. Минимальная потребность только в разведку и добычу составляет 40 млрд. долл/год. Фактически име­ем - 27-30 млрд. долл. (в последние годы);

-недостаточное внимание к НИОКР;

-увеличение доли нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов.

Г.Шмаль отметил, что доля трудноизвлекаемых и нетради­ционных нефтяных месторождений составляет 80 % добычи в РФ. Также он отметил, что нетрадиционные месторождения требуют других технологий и другого оборудования для ор­ганизации добычи, нежели традиционные. «Геологические запасы залежей баженовской свиты, по оценкам специали­стов, составляют 150-200 млрд. т углеводородного сырья. При разработке данных залежей традиционными методами нефтеотдача пластов составляет 3-5 %, что говорит о не­обходимости внедрения инновационных технологий для разработки баженовской свиты», - сказал Г.Шмаль.

В последние годы ОАО «РИТЭК» ведет активную разра­ботку технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Использование данной технологии в будущем может позволить поддерживать уровень добычи нефти в России в течение длительного периода времени за счет вовлечения в промышленную разработку залежей баженовской свиты. Метод термогазового воздействия на залежи баженовской свиты базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термических и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения.

Также Г.Шмаль отметил преимущества применения технологии парогазового воздействия: снижение потерь тепла при закачке теплоносителя в пласт, очистку призабойной зоны пла­ста, снижение себестоимости добычи нефти, увеличение нефтеотдачи на 10-15 %. Все это позволило создать системную технологию разработки месторождений с использовани­ем глубокой парогазоциклической обработки призабойной зоны скважин. Для реализации такой технологии в ОАО «РИТЭК» разработан инновационный технико-технологический комплекс парогазового воздействия в составе забойного парогазогенератора и комплектов наземного и скважинного оборудования, обеспечивающего его работу, промысловые испытания которых показали высокую эф­фективность.        

Также специалистами ОАО «РИТЭК» освоена технология повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа. Данное решение позволяет повысить нефтеотдачу пластов с 15-25 % до 30 % и бо­лее. Для этих целей ОАО «РИТЭК» произвело модернизацию бустерной насосно-компрессорной установки. Технология водогазового воздействия внедрена на четырех экспери­ментальных участках. Дополнительная до­быча нефти с начала применения технологии водогазового воздействия составила более 500 тыс. т.

По данным ВНИГНИ, прогнозные показатели добычи нефти и газа в РФ в 2020г. соста­вят 545 млн. т нефти и конденсата и более 800 млрд. м³ газа. В 2013 г. добыча составила: нефти - 523 млн. т, газа - 668 млрд. м³.

По мнению Г.Шмаля, рост добычи нефти и ее стабилизация невозможны без ввода в актив­ную разработку нетрадиционных месторо­ждений нефти. «Сегодня в стране не созданы условия для развития добычи нетрадиционных запасов», - прокомментировал он.  

Для ликвидации технологической зависимости отечественного нефтегазового сектора от ино­странных компаний также назрела необхо­димость создания национального нефтяного института со статусом государственной или государственно-частной структуры, включая остатки научных институтов, Центральную комиссию по разработке месторождений, Государственную комиссию по запасам и др. В том числе Г.Шмаль отметил, что больше­го внимания, когда речь идет о разработке нетрадиционных месторождений, требует; фундаментальная и вузовская наука.          

 

О.В.Филиппова, ООО «Газойл пресс», «Газовая промышленность», №03, 2015г.

 

11.Для реконструкции НПЗ

 

Транспортировка негабаритных и тяжеловесных грузов. В статье рассматриваются проблемы транспортного обеспечения модернизации нефтеперерабатывающей отрасли. Дается схема проектирования перевозки оборудования нового поколения. Предлагается система аутсорсинга для ускорения монтажа оборудования. Приведены примеры конкретных перевозок технологическо­го оборудования повышенной массы и габаритов (до 1400 т при длине более 45 м и ширине более 7 м) на ряд отечественных НПЗ.

Экономически обосновано применение при строительстве и модернизации предприятий различных отраслей полноком­плектного высокотехнологичного оборудования нового поколения, которое обычно имеет большую мощность и значительно большие габариты, что относит его к груп­пе крупногабаритного тяжеловес­ного груза (КТГ).

Главным заводом по выпу­ску оборудования для нефтя­ной промышленности являет­ся одно из старейших в России предприятий «Ижорские заводы» (Ленинградская обл.), основанное Петром I. Завод отмечает в этом году 290 лет. Предприятие входит в группу Объединенных машино­строительных заводов (ОМЗ) и выпускает широкий ассор­тимент оборудования ново­го поколения. Остальные заво­ды выпускают оборудование меньших габаритов и массы.

Требование времени — выпуск широкой номенклатуры более мощ­ного оборудования, перевозимого в полнокомплектном виде.

Ситуация с доставкой ново­го оборудования с отечественных или зарубежных заводов приве­ла к сложной и затратной пробле­ме — транспортировке полнокомплектного оборудования в межре­гиональном или международном сообщении на большие расстоя­ния с доставкой к определенно­му строительством времени. Технология транспортировки таких грузов требует учета, прежде всего принципа безопасности, который, в свою очередь, требует применения логистики как мето­да, позволяющего выявить все возможные риски и разработать превентивные меры.              Анализ 36 тыс. единиц КТГ, проведенный в МАДИ, пока­зал отсутствие взаимосвязи между габаритами груза, что не дает возможности типизиро­вать эти грузы для упрощения систем транспортировки. Поэто­му каждая отгрузка оборудова­ния — это уникальная транспорт­ная операция, зависящая от кон­кретных габаритов изделий, дис­локации отправителя и получа­теля, возможностей построения безопасного маршрута с учетом условий перегрузки на конкрет­ной транспортной сети, сроков доставки на объект и др.

При определенных повышен­ных габаритах груза необходима разработка проекта организации дорожного движения по марш­руту с учетом положений, про­писанных в Приказе Минтранса России от 24 июля 2012 г. № 258. Проект перевозки предусматри­вает комплекс требований, кото­рые отражены в схеме проектирования системы транспортиров­ки (см. Табл.).

Большая проблема — выбор вида транспорта и соответствующе­го подвижного состава. На авто­мобильном маршруте нужен под­вижной состав с уменьшенны­ми осевыми и колесными нагруз­ками на дороги и искусственные сооружения, особенно мосты. На трассах ставят весы, определяю­щие общую массу автопоезда и нагрузки, на основании замеров которых взимается плата за про­езд по конкретной дороге. Необходимо предварительно произве­сти тягово-динамический расчет для формирования систе­мы груз-автопоезд (бинарная система) с учетом уклонов, радиу­сов поворотов и других особенно­стей дороги. При перевозке КТГ применяют чаще всего зарубеж­ные модульные или самоходные транспортные средства (САТС), тяговая динамика которых при­мерно в 2,4 раза выше, с изменя­ющейся высотой погрузки до ±300 мм. Из отечественных тяжеловозов используют изде­лия завода ЧМЗАП, единствен­ного отечественного завода по выпуску тяжелых автомобилей, 150-тонная модульная система которых позволяет создавать гру­зоподъемность в пределах 900 т.

Железная дорога принима­ет к перевозке в основном грузы массой не более   250 т при очень строгом ограничении габаритов.

На водных видах транспорта более широкие возможности, но они требуют подвоза груза к местам перегрузки, которые не всегда удовлетворяют условиям безопасности из-за повышенной массы груза. В отдельных случа­ях приходится реконструировать суда для безопасности перевозки КТГ, а также строить специаль­ные причалы. На речном транс­порте ограничением является ширина шлюзовой камеры.

Не менее тяжелая по вре­мени и затратам проблема — согласование с организациями, предприятия которых находят­ся на маршруте следования. Это мостовые и тоннельные соору­жения, контактно-кабельные сети, ЛЭП и т. д. Если речь идет о            перевозке по улицам горо­да, то выбирают время с мень­шей интенсивностью движения.

Долгое время в России держалась в качестве рекорда перевозка в мультимодальном водно­автомобильном сообщении реак­тора гидрокрекинга массой  875 т для «ЛУКОЙЛ-Пермьнефтеоргсинтеза», перевезенного с Ижорского завода в      г.Пермь в 1996 году. Это был один из пер­вых опытов отечественной пере­возки груза таких параметров. Масса груза с ложементом была 900 т, длина 40,4 м, диаметр 4,8 м. Водная часть пути состав­ляла 3 тыс. км, автомобильная — более 30 км. До этого реакторы были максимальной массой 480 т (Омский НПЗ).

Для Ачинского НПЗ было закуплено в Италии оборудование для гидрокрекинга массой от 350 до 1300 т и две баржи для их перевозки от порта Дудинка по реке Енисей. С учетом ложемен­та масса самого тяжелого груза составила 1306 т при длине 48,5 м и диаметре 4,4 м. Общая масса транспортируемого оборудо­вания           2,5 тыс. т. Оборудование для Ачинского НПЗ перевози­лось в сентябре-октябре 2014 года по международному мультимо­дальному водно-автомобильному маршруту длиной более 12,5 тыс. км от Италии через порт Роттер­дам (главные ворота Европы, соединенные с Северным морем) до порта Санкт-Петербурга. Далее маршрут проходил по Север­ному морскому пути (СМП) до порта Дудинка, где груз перегру­жался для следования по Енисею до причала с. Кубеково. Был рассмотрен также несколько иной маршрут до другого причала, но там было множество практически непреодолимых рисковых момен­тов, что требовало значительного повышения затрат.

Для выгрузки из барж такого тяжелого груза и перегрузки его на автомобильные транспортные средства в с.Кубеково был зара­нее построен специальный при­чал. От упомянутого села до стро­ительной площадки Ачинского НПЗ предстояло провезти груз по 203 км действующих автомобиль­ных дорог. При этом необходи­мо было пересечь 16 рек и ручь­ев шириной от 3 до 50 м, дважды Транссибирскую магистраль, 168 линий электропередачи, 21 слож­ное препятствие, связанное с особенностями рельефа (уклоны, крутые повороты и т. п.).

В качестве подвижного соста­ва для перевозки самого тяже­лого реактора гидрокрекинга было выбрано самоходное транспортное средство, состав­ленное из модулей-платформ фирмы Cometto. Длина платфор­мы, состоявшей из 24 сдвоенных осей, на каждой из которых уста­новлено по 16 колес, достигла 36 м. Общее число колес — 384, что по расчетам дорожных служб обеспечило нагрузку на ось всего     3,87 т.

Подготовительные работы по доставке груза проводились в течение полугода. Расче­ты показали, что трансформа­цию сети проще сделать путем укрепления некоторых мостов и строительства временных объ­ездов с покрытием бетонными плитами, а для отдельных участ­ков, например через реку Кача, необходимо строить отдельную переправу.

Туапсинский НПЗ построен в 1929 году и расположен на побережье Черного моря, что позволяет поставлять на экспорт около 90% продукции завода. Сегодня речь идет фактически о строительстве нового современ­ного завода с увеличением мощности до 12 млн. т нефти в год и глубиной переработки более 95%. С НПЗ возникла проблема, заключающаяся в том, что он был построен намного раньше, чем город Туапсе получил статус курорта местного значения. При­шлось пройти экологическую экс­пертизу и производить коренную реконструкцию завода для кардинального сокращения нагрузки на экологию курортного города.

Для модернизации Туапсинско­го НПЗ был заключен контракт в 2010 году с Ижорскими заво­дами для производства 6 реакто­ров гидрокрекинга: двух уникаль­ных весом 1400 т каждый, длиной более 40 м и диаметром более 7 м и четырех — весом по 600 т, два из которых длиной более 29 м, два других более 25 м. Все четыре — диаметром более 7 м каждый. Ряд других заводов изготовлял обо­рудование меньших параметров. Общий вес перевезенного обору­дования превысил 5 тыс. т.

Транспортировка реакторов из Санкт-Петербурга в Туапсе про­ходила с 10 августа по 16 ноя­бря 2012 года в мультимодальном водно-автомобильном сообщении.

Представленные примеры  наглядно иллюстрируют, что транспортировка нового технологического оборудования, относящегося к крупногабаритным тяжеловесным грузам, является очень сложным  процессом. Успешная реализация такой перевозки невозможна без предварительного проектирования систем транспортировки.

 

Наталья Троицкая, Алексей Удачев, «Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

12.Уфимский профиль

 

Уфимскому филиалуАО «Транснефть — Диаскан» исполнилось 20 лет. За это время небольшой участок диагностики превратился в крупное современное предприятие, отвечающее за всю внутритрубную профилеметрию компании.

Основной задачей участка была первичная профилеметрия нефтепроводов, позво­лявшая оценить проходное сечение трубы и возможность пропуска диагностических приборов — ультразвуковых и магнитных дефектоско­пов. Помимо этого уфимцы занимались очисткой трубо­проводов от парафинистых отложений для подготовки их к диагностике.

В 1997 году участок был преобразован в Уфимский филиал ЦТД «Диаскан». Объ­ем работ серьезно увеличился, необходимый персонал и обо­рудование уже не помещались на старой площадке, и в Уфе начали строить новое здание с цехом по подготовке прибо­ров. В 2001 году туда перееха­ли все основные службы и подразделения.

Отделение профилеметрии — самое боль­шое, в нем трудятся 62 специ­алиста, в основном инженеры и техники. Сегодня в их рас­поряжении 26 профилемеров размером от 6 до 48 дюймов (от 159 до 1220 мм) и 3 прибора определения положения тру­бопровода (ОПТ), предназна­ченных для мониторинга изме­нения положения магистрали в процессе эксплуатации. Они были разработаны специально для ТС ВСТО, где возможны движения многолетне-мерзлых грунтов и необходимо отслеживать возникающие при этом перемещения трубы. От обыч­ных профилемеров дефекто­скопы ОПТ отличаются более точным навигационным бло­ком, погрешность работы ко­торого измеряется сантиметра­ми. Два таких прибора диамет­ром 48 дюймов до сих пор рабо­тают на ВСТО, дважды в год они проходят по всей магист­рали вплоть до Тихого океана.

Важным шагом вперед для профилеметристов стало нача­ло диагностики трубопроводов на стадии завершения стро­ительно-монтажных работ. Идея зародилась в 2001 году: было предложено проверять геометрические параметры трубы не после заполнения нефтью, когда устранить де­фект уже сложнее, а сразу пос­ле окончания строительства, в ходе гидроиспытаний. И здесь профилеметрия из вспомо­гательного превратилась во вполне самостоятельный вид диагностики, позволив классифицировать обнаруживае­мые дефекты и определять их размеры.

Боевое крещение нового способа состоялось на стро­ительстве Балтийской трубо­проводной системы (БТС). За ней последовали все крупней­шие стройки «Транснефти» за последнее десятилетие: БТС-2, ТС ВСТО-1 и 2, нефтепровод Заполярье — Пурпе. В этом году запланирована работа на строящемся нефтепроводе Куюмба — Тайшет.

С каждым годом объем работы у профилеметристов растет. В 2014-м, к примеру, они прошли более шестисот участков нефтепроводов общей протяженностью 34,6 тыс. км.

Работа со сторонними за­казчиками ставит перед профилеметристами новые тех­нические задачи, ведь не все трубопроводы готовы принять прибор. Бывало, что камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), ко­торые нефтяники использу­ют в основном для пропуска скребков, оказывались слиш­ком короткими для профилемеров. Проблему решило конструкторское бюро АО «Транснефть — Диаскан», разработавшее специальные кассеты, удлиняющие номи­нальную часть камеры.

Пропустить прибор и по­лучить результаты — полдела, надо еще расшифровать дан­ные. Этим занимается отдель­ное подразделение — обработки информации.

С появлением многоканальных профилемеров стало возможно оценить геометрические размеры таких дефектов, как вмятины, гоф­ры, косые стыки и углы пово­рота. Обработка информации значительно усложнилась.

В 2009г., когда данные многоканальных приборов стали заносить в ба­зу данных «Дефект» и резко возрос объем интерпретиру­емой информации, было соз­дано отделение обработки информации.

Сейчас здесь работают 17 че­ловек. 80% рабочего времени специалисты проводят в офисе, где расшифровывают при по­мощи специальной программы данные, а 20% — на трассе вместе с бригадой профилеметрии, диагностируя только что, построенные трубопроводы.

Еще одно подразделение филиала — участок по контро­лю подготовки нефтепровода к диагностике. Он за 20 лет претерпел немало изменений.

В 90-х участок занимался очисткой трубопроводов с по­мощью очистных устройств для последующей диагностики. Технологии совершенствовались, появлялись новые типы очистных устройств. В начале 2000-х все дочерние общества «Транснефти» освоили эту работу и стали выполнять ее сами. Филиалу оставалось толь­ко контролировать процесс.

- Общество готовит участок, а мы контролируем качество проведенной очистки, — рассказывает заместитель на­чальника филиала по диагнос­тике Юрий Микишкин. — Для этого пропускается контроль­ная пара — очистной прибор и устройство контроля качества очистки, которое представляет собой имитацию внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), в частности, его хвосто­вая часть напоминает ультра­скан. Устройство снабжено имитаторами датчиков, по степени загрязнённости которых и определяют, готова ли труба к диагностике или нет.

Чистота трубы – вопрос не праздный, ведь парафинистые отложения на стенках могут загрязнить датчики, которые в этом случае недо­статочно корректно запишут информацию.

В филиале АО «Транснефть — Диаскан» работают 186 чело­век. Коллектив сложившийся, опытный — 25 специалистов трудятся в профилеметрии более десяти лет, но есть и молодежь.

Развитие Уфимского фи­лиала АО «Транснефть — Диаскан» идет сегодня в двух направлениях. Первое — это переход на дефектоскопы с со­временными навигационными системами, которые позволят определять величину упругого изгиба трубопровода и учитывать ее при расчете дефектов на прочность и долговечность. Второе — освоение усовер­шенствованного программного обеспечения, в частности, переход на использование программы, позволяющей об­работать и совместить данные всех типов диагностических приборов.          

В последние два года отечест­венная диагностика шагнула за пределы страны. Причем речь идет не только о ближайших соседях — Белоруссии, Украи­не, Казахстане, но и о таких странах, как Чехия, Словакия и Мексика.

Выход на внешний рынок да­ет возможность российским спе­циалистам познакомиться с ми­ровым опытом и посоревновать­ся с лучшими производителями.

 Каждый зарубежный про­ект приносит нам новые знания, которые мы используем в том числе и для диагностики трубо­проводов АК «Транснефть», — подытоживает начальник Уфим­ского филиала.

 

Михаил Калмацкий, «Трубопроводный транспорт нефти», №04,2015г

 

13.«К санкциям мы подготовились заранее»

 

Сегодня с помощью СОУиКА (инновационная система) реализуются два способа контроля состояния нефтепровода: виброакустический мониторинг и мониторинг температурного поля объекта. В стадии разработки находится мониторинг ме­стоположения протяженного объекта в пространстве. При этом — что очень важно — си­стему можно рассматривать не просто как механизм защиты нефтепровода от посягательств и предотвращения утечек, но и как универсальный контроль­но-измерительный комплекс, который последовательно наделяется все новыми функциями и возможностями.

Кстати, СОУиКА — это название продукта примени­тельно к трубопроводной си­стеме. Но есть у него и другое «имя» — более общее: система мониторинга протяженных объектов (СМПО).

Еще одна раз­работка — детектор метана, способный улавливать даже несколько молекул этого газа в воздухе. Система, оснащенная таким датчиком, может приме­няться в угольной промышлен­ности для контроля загазован­ности шахт.

С 2012 года, улучшая качество нашего про­дукта, мы стали закупать в США более совершенные с точки зрения применения в нашей системе высоко­когерентные лазеры. Лазер — для нашей системы важнейший компонент. И вот в октябре прошлого года американский производитель отказался продавать их в Россию.

 Еще в начале прошлого года, когда международная ситуация стала усложняться, мы стали прорабатывать другие варианты. Так что еще до того, как американцы отказались от поставок лазеров в Россию, мы уже наш­ли альтернативного производителя. При этом качество продукта ничуть не уступало американскому. Очень важно то, что мы договорились не только о поставках, но и о передаче нам технологий производства. И сейчас мы пытаемся организовать производство высококоге­рентных лазеров, необходимых для нашей системы, в России.

СОУиКА не только отвечает, но и превосходит по технологическим параметрам требования международного рынка. Наш про­дукт — комплексный. Не все, даже ведущие, западные компании предлагают потребителям волоконно-оптиче­ские системы мониторинга собственного производства, основанные на распределенных датчиках акустики и изменении температуры. А мы это делаем, и с успехом. СОУиКА «ОМЕГА» — стопроцентно российский про­дукт, инновационное решение, полноценно замещаю­щее импортные изделия того же профиля.

Перспективы использования волоконно-оптических датчиков определяются их неоспоримыми технологиче­скими преимуществами. Это относительно несложная установка кабеля-датчика, комплексная функциональ­ность, скрытность, возможность ведения мониторинга в режиме онлайн, полная пожарная и электробезопас­ность на трассе трубопровода. Так что не будет большим преувеличением сказать, что у волоконно-оптических систем мониторинга — в частности у нашей СМПО «ОМЕГА» — перспективное и многообразное будущее.

Сегодня ЗАО «ОМЕГА» создает уникальный отече­ственный продукт, который по многим параметрам превос­ходит зарубежные аналоги.

Так что в области производства систем мониторинга протя­женных объектов, основанных на применении оптоволокна в роли датчика, поставленная руководством России задача импортозамещения уже прак­тически решена.

 

Дмитрий Плешков, директор ЗАО «Омега», Вадим Оноприюк,

 «Трубопроводный транспорт нефти», №04,2015г.

 

 

14.Налоги от разработки Приразломного составят  40 млрд. рублей в год

Россия каждый год будет получать порядка 40 млрд. рублей налогов от разработки Приразломного место­рождения. Об этом заявил первый заместитель генерального директо­ра «Газпром нефти» Вадим Яковлев на встрече с журналистами. К разра­ботке Приразломного, расположен­ного на арктическом шельфе, впер­вые в России применен специальный налоговый режим для шельфовых проектов. За весь срок жизни место­рождения государство получит около 650 млрд. рублей. По словам Яковле­ва, даже при цене на нефть $50-60/ барр эксплуатация Приразломного будет рентабельной.

Ранее министр энергетики Алек­сандр Новак отмечал, что в 2015 году добыча на Приразломном долж­на будет вырасти в два раза, до 600 тыс. т нефти в год.

Приразломное нефтяное место­рождение расположено в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти составляют порядка 70 млн. т. Добыча в рамках опытно­промышленной эксплуатации нача­та в декабре 2013 года и ведется со стационарной платформы. Опера­тором и недропользователем про­екта является ООО «Газпром нефть шельф».

 

«Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

15.РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина - 85 лет!

История создания знаменитого сегодня на весь мир Российского государственного университета нефти и газа им, И.М. Губкина начиналась в далеком 1918 г. с Декрета Совета народных комиссаров об образовании Московской горной академии (МГА). А через два года в ее стенах по инициативе И.М.Губкина была создана кафедра нефтяного дела, которая в 1930 г. была преобразована в Московский нефтяной институт, получивший имя основателя еще при его жизни.

С 1930г. Губкинский университет подготовил 90 тыс. дипломированных специалистов, докторов и кандидатов наук. Сегодня в Губкинском университете учатся представители всех 83 регионов России, а также 65 стран мира. Каждый девятый студент - иностранный.

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проводит международные магистерские программы совместно с ведущими зарубеж­ными университетами: Норвегии, Франции, Швеции, Кана­ды, Германии, Украины, Великобритании и США. За время работы совместных международных магистерских программ подготовлено более 200 магистров, получивших два ди­плома - диплом вуза-партнера и диплом государственного образца. Участники программ - студенты из России, Фран­ции, Бельгии, Польши, Норвегии, Туркменистана, Украины, Азербайджана, Казахстана.

Многие выпускники университета стали выдающимися дея­телями нефтегазовой отрасли страны. Сотрудники вуза - это не только талантливые преподаватели, дающие знания будущим специалистам, которые в дальнейшем займут руководящие позиции в ключевой отрасли страны. Многие великие ученые, удостоенные высочайших наград за свои внедренные и принесшие практическую пользу научные разработки, трудились и трудятся в стенах Национального исследовательского университета (НИУ) им. И.М.Губкина. Сегодня одним из важнейших направлений в университете является инновационная деятельность, т. е. получение науч­ных результатов, инновационных продуктов, поставляемыхна рынок. Таким образом, технологический прогресс в нефтяной и газовой отраслях - это в тоже время результат работы РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и его ученых. В университете продолжают работать и развиваться многие научные школы, которые, без сомнения, яв­ляются национальным достоянием страны.

По мнению ректора РГУ им. И.М.Губкина профессора В.Г.Мартынова, отличительная особенность российской высшей школы - «высокая развитость отраслевого профессио­нального образования. Оптимальное сочетание универсализации и специализации (класси­ческие университеты, политехнические и отраслевые вузы) дало отечественной высшей школе неоспоримые преимущества. В их ряду достойное место занимает наш университет, в котором сейчас трудно узнать Московский нефтяной институт им. И.М.Губкина. Много воды утекло с той поры. С прежних времен неоднократно менялись названия вуза. И се­годня он стал Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М.Губкина.

Имена более 300 выдающихся выпускни­ков разных лет можно встретить не только на страницах энциклопедий, учебников, монографий, книг и научных статей, но и в названиях городов, улиц, месторождений, вузов и техникумов, химических элементов, легендарных скважин и кораблей. Это дань вечной памяти и глубокой благодарности народа своим выдающимся сыновьям и до­черям. Вот некоторые из них: И.М.Губкин, А.А.Блохин, С.Г.Белкина, В.Д.Бованенко, В.Н.Виноградов, Ф.Г.Гурари, А.Я.Кремс, С.И.Кувыкин, А.Г.Маргулов, С.С.Наметкин, Л.А.Рябинкин, Э.И.Тагиев, Ф.А.Требин, А.В.Топчиев, Г.Н.Флёров, В.Д.Шашин, С.И.Юдин и др.

Президент РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор А.И.Владимиров, возглавлявший его 16 лет, считает, что портретная галерея Губкинского университета - это портретная галерея всей нефтяной и газовой промыш­ленности.

Многие выпускники РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина успешно сделали карье­ру в крупнейших российских и зарубежных компаниях нефтегазового профиля, занимая посты директоров, вице-президентов, руко­водителей департаментов и управлений таких компаний, как ОАО «Газпром», ОАО «НК «Рос­нефть», Halliburton, Schlumberger, а также далеко продвинулись в государственной службе, например Министерство природных ресурсов и экологии России возглавляет Сергей Донской - выпускник Губкинского университета 1992 г. А выпускник 1983 г. Наиль Маганов недавно возглавил ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина - одну из самых инноваци­онных нефтяных компаний России.

Валентин Шашин закончил вуз в 1943 г., был успешным государственным деятелем, ми­нистром нефтяной промышленности СССР в 1965-1977 гг.        ‘

Преподаватели и студенты МНИ им. И.М.Губ­кина участвовали в важнейших открытиях - нефть в Чусовских городках (1929 г.), возле Ишимбая (1932 г.) и др. Аспирант В.М.Сенюков открыл нефть в древнейших осадочных породах кембрия в Якутии (1940 г. - Государственная премия).

В тяжелые годы Великой Отечественной войны Губкинский вуз не прекращал своей деятельности. За военные годы в стенах МНИ им. И.М.Губкина было подготовлено около 1000 специалистов различных профессий. Работа коллектива нефтяного вуза была высоко оценена. За успешное выполнение правительственных заданий по подготовке инженерно-технических кадров и к 15-летию вуза Указом Президиума Верховного Совета СССР от 26 мая 1945 г. МНИ им. И.М.Губкина был награжден орденом Трудового Крас­ного Знамени. Орденами и медалями были отмечены 42 профессора, преподавателя и сотрудника вуза.

Сегодня Российский государственный универ­ситет нефти и газа им. И.М.Губкина - совре­менный инновационный вуз, один из флагманов высшего технического образования России, получивший в 2010 г. статус «Национальный исследовательский университет» (НИУ). Обучение в Губкинском университете - «звезд­ный старт» для талантливых, амбициозных и трудолюбивых студентов. У каждого есть шанс, что его именем назовут звезду. Ведь «если звезды зажигают, значит, это кому-ни­будь нужно».

 

Материал подготовил А.Г.Смирнов,

«Газовая промышленность», №04, 2015г.

 

 

 

 

16.«Транснефть» в Пекине

 

Международная специ­ализированная выс­тавка нефтегазовой промышленности CIPPE— крупнейшая в Азии. В ней при­няли участие около 1,2 тыс. компаний из 45 стран мира, в том числе Канады, Китая, Великобритании, Франции, Германии, Норвегии и России. Были представлены выставоч­ные стенды таких крупных компаний, как «Газпром», Sinopec, Siemens, Honeywell, Eaton, Sandvik, Jotun, Wartsila, Samsung, и другие.

Экспозиция ОАО «АК «Транс­нефть» вызвала большой инте­рес у посетителей выставки и специалистов. Особое внима­ние было проявлено к инвести­ционным проектам компании: строительству трубопроводной системы Заполярье — Пурпе — Самотлор, магистрального не­фтепровода Куюмба — Тайшет, расширению ТС ВСТО, увели­чению пропускной способнос­ти нефтепровода Сковородино — Мохэ.

Внимание специалистов нефтегазовой отрасли привлекли образцы оборудования, представленные АО «Транс­нефть — Диаскан» (внутритрубные ультразвуковые и ком­бинированные дефектоскопы).

Выставку CIPPE2015 посе­тили вице-президенты ОАО «АК «Транснефть» Михаил Маргелов и Сергей Андронов, совершавшие рабочую поезд­ку в Пекин. Кроме того, Михаил Мар­гелов принял участие в работе Российско-китайского энерге­тического форума, где представил презентацию о перспективах развития мощностей неф­тепровода ВСТО-2. Вице-пре­зидент компании проинфор­мировал участников форума о        ходе реализации проекта по расширению нефтепровода Сковородино — Мохэ.

В рамках визита Михаил Маргелов и Сергей Андронов провели рабочую встречу с вице-президентом Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК) Ван Дунцзинем. На ней обсуждался ход реализации Соглашения между Правительствами Российской Федерации и Китайской Народ­ной Республики о расширении сотрудничества в сфере торгов­ли сырой нефтью от 22 марта 2013 года в части, касающейся развития трубопроводной инфраструктуры двух стран.

В ходе беседы затрагивались особенности текущего этапа выполняемых работ.

Стороны обсудили деятель­ность ОАО «АК «Транснефть» и КННК по обеспечению испол­нения межправительственных договоренностей об увеличении ежегодных поставок нефти по нефтепроводу Сковородино — Мохэ в 2015 — 2017 годах. Рас­сматривались вопросы синхро­низации и координации совмест­ных действий по оптимизации операционных и эксплуатаци­онных затрат на расширение нефтепровода Сковородино — Мохэ в целях безусловного обеспечения транспортировки 30 млн. т сырья в год начиная с 2018 года. Кроме того, участни­ки встречи обсудили характер изменений доли российского сырья в структуре нефтяного импорта Китая по итогам завер­шения реализуемых ОАО «АК «Транснефть» и КННК инве­стиционных проектов, а также перспективы развития сотруд­ничества между компаниями.

 

Материал предоставлен департаментом внешнеэкономических

отношений и пресс-службой ОАО «АК «Транснефть», ТНН №04,2015г.

 

 

 

 

 

17.Стандарт организации

 

Госэкспертиза запрещает полиэтилен высокого давления?

 

 

«Полимергаз», №01, 2015г.

 

18.Московские нефтегазовые конференции

 

 

«Газовая промышленность», спецвыпуск (720), 2015г.

Содержание

 

1.	Падение в ожидании роста. О планах трубопроводных строек	2
2.	Переформатирование маршрутов	4
3.	Танкеры с СПГ не смогут попасть на Украину через Босфор	8
4.	Почему «Газпром»  снижает цены для Европы и повышает их для России?	9
5.	Евгений Сатановский: «Управляемого хаоса не бывает»	10
6.	«Стройтрансгаз» построит в Македонии газопровод Клечовце-Неготино	13
7.	Реконструкция морских трубопроводов	13
8.	Рейтинговая оценка подрядчиков - фактор минимизаций рисков инвестиционной деятельности	15
9.	Проблемы разработки нетрадиционных источников углеводородов	20
10.	Нетрадиционные нефтяные месторождения требуют внедрения инновационных технологий	22
11.	Для реконструкции НПЗ	23
12.	Уфимский профиль	26
13.	«К санкциям мы подготовились заранее»	28
14.	Налоги от разработки Приразломного составят  40 млрд. рублей в год	29
15.	РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина - 85 лет!	30
16.	«Транснефть» в Пекине	32
17.	Стандарт организации	33
18.	Московские нефтегазовые конференции	34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Падение в ожидании роста. О планах трубопроводных строек

 

Планы строительства трубопроводов для транспортировки углеводородов в мире на 2015 год демонстрируют значительный спад, продолжающийся уже второй год. Очевидно, это обусловлено неблагоприятной ситуацией с падением цен на нефть и газ. По-прежнему тон новым проектам задают страны АТР и США. Вместе с тем Китай, выступающий одним из основных застрельщиков проектов, показывает не очень хорошие результаты в макроэкономике.

Тем не менее, планы на 10-летнюю перспективу выглядят более радужно, чем год назад, — показатели на 20% -выше. Активизировались проекты поставок газа из Центральной Азии и России на мировой рынок, реализуют планы нефте- и газовых  магистралей США и Канада.

Согласно данным компаний и OGJ, в 2015 году планируется проложить 10 480 км трубопроводов, что на 30% меньше по сравнению с предыдущим годом. В 2014 году планы корректировались в сторону сокращения еще более серьезно — на 39%. Спад ожидается для всех трех категорий трубопроводно­го транспорта: продукто-, нефте- и газопроводов. В общем объеме более 62% планируемого киломе­тража приходится на трубопрово­ды для природного газа, тогда как совсем недавно — в планах на 2014 год — более 60% приходилось на долю нефте- и продуктопроводов.

Протяженность трубопрово­дов, которые планируется постро­ить в будущие периоды (после 2015 года), выросла впервые после того, как этот показатель снижался шесть лет подряд. В течение следу­ющих 10 лет планируется постро­ить нефте-, продукто- и газопрово­ды общей протяженностью более 67 110 км, что на 21% больше пла­нов годичной давности.

Увеличение объемов, запланиро­ванных на будущие периоды в США, Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) и Африке, является достаточно большим, чтобы компен­сировать продолжающееся сокра­щение в других регионах. Наиболь­ший рост запланирован в АТР, в пер­вую очередь благодаря газопрово­дам, для которых планируемый при­рост строительства превышает 57%.

Значительный рост планов по строительству трубопроводов после 2015 года также отмечен в США, причем для всех трех категорий.

 

Глобальные прогнозы

Традиционно прогнозы по пово­ду строительства трубопроводов опираются на глобальные данные о спросе и предложении энергоресурсов.

Наибольший рост спроса будет наблюдаться в странах, не вхо­дящих в Организацию экономи­ческого сотрудничества и разви­тия (ОЭСР): их доля в общемиро­вом потреблении жидкого топли­ва за период с 2010 по 2040 год увеличится с 47% до 63%. Лидера­ми роста будут азиатские страны, где, по прогнозам, потребление будет расти со скоростью 2,6% в год, причем на долю Китая будет приходиться приблизитель­но 46% от этого прироста.

По данным EIA, к 2035 году Китай обгонит США и выйдет на первое место в мире по потребле­нию жидкого топлива.

Трубопроводные прогнозы тесно связаны и с динамикой про­изводства углеводородов в США, и планами экспорта. По оцен­кам EIA, добыча природного газа в США с 2012 по 2040 год будет расти со скоростью 1,6% в год и увеличится с 681,3 млрд. до 1,063 трлн. м³, т.е. на 56%. Рост будет обусловлен увеличением добычи из сланцевых, низкопрони­цаемых, а также морских залежей.

Согласно прогнозу, США станут нетто-экспортером сжиженного природного газа в 2016 году и нет­то-экспортером природного газа во всех формах в 2018 — на два года раньше, чем предполагалось в про­гнозе от 2013 года. По мнению ELA, экспорт СПГ к 2020 году достигнет 57 млрд. м³/г, а к 2039 году — пре­высит 164 млрд. м³/г.

 

 

 

Затраты на строительство

В 2015 году на строительство трубо­проводов будет затрачено более $43 млрд., тогда как на 2013 год пред­усматривалось вложение $40 млрд.

В США средняя стоимость про­кладки одного километра назем­ных трубопроводов, по данным, представленным в Федеральную комиссию по регулированию в области энергетики США (FERC) до июня 2014 года, соста­вила $4,1 млн. вместо $2,5 млн. по оценкам годом ранее.

По прогнозам, 90% всех трубо­проводов будет проложено на суше и 10% — в море.

 

Кристофер Е. Смит,

редактор OGJ по трубопроводному транспорту,

 «Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

2.Переформатирование маршрутов

 

Российские компании меняют конфигурацию базовых проектов транспортировки углеводородов.

В области крупных российских трубопроводных проектов по поставке углеводородно­го сырья в 2014 и начале 2015 года произошли существенные корректировки. Не обо­шлось без сенсации: «Южный поток» «Газпрома» не будет проложен до побережья Болгарии, а пойдет до Турции, сменив название на «Турецкий». Усиливается китай­ский вектор российского экспорта. Резко активизирован проект «Алтай», западный маршрут поставок газа в Китай. «Транснефть» предпринимает самые активные дей­ствия по увеличению мощности ВСТО, несмотря на экономический кризис.

В итоге российские монополии стремятся диверсифицировать риски поставок в условиях обострения политических взаимоотношений с Западом.

Два основных инвестора в строительство трубопрово­дов в России, «Газпром» и «Транснефть», увеличили свои инвестиционные программы на 2015 год по сравнению с аналогичными программами на 2014 год. Вме­сте с тем надо учесть, что программы оцениваются в рублевом выражении, а национальная валюта во второй половине 2014 года упала по отношению к доллару почти вдвое.

При оценке инвестпрограмм нужно также иметь в виду, что «Газпром» берет на себя реализацию круп­нейших отраслевых мегапроектов, которых насчитыва­ется целых три: восточный маршрут экспорта газа в Китай «Сила Сибири», западный китайский маршрут «Алтай» и «Турецкий поток».

 

Инвестпрограммы

Инвестиционная программа «Газпрома» на 2015 год в декабре была утверждена на уровне 840,35 млрд. руб., её основные показатели увеличились на     1,11 млрд. руб. по сравнению с вариантом, одобрен­ным правлением компании в ноябре. В том числе расширение бюджета пришлось на предваритель­ные исследования по «Алтаю». Программа оптими­зации затрат на 2015 год должна дать «Газпрому» эффект в 13,1 млрд. руб.

В декабре 2013 года инвестпрограмма была утверждена в объеме 806 млрд. руб., а в октябре 2014 — увеличена до 1,026 трлн. руб.

Из-за того, что газовой компании было отказано в авансе от китайской CNPCпо контракту «Сила Сиби­ри», «Газпром» надеялся на предоставление ей государственной помощи, в том числе из Фонда национальной безопасности.

Инвестпрограмма «Транснефти» на 2015 год запла­нирована в объеме 383,3 млрд. руб., тогда как планына 2014 год предполагали 372,6 млрд. руб.

При этом «Транснефть», по заявлению главы компании Николая Токарева, не нуждалась в средствах из ФНБ.

 

НЕФТЬ

ВСТО-1 увеличила мощность

В декабре 2014 года «Транснефть» увеличила мощность нефтепровода   ВСТО-1 до 58 млн. т нефти в год. Это произошло за счет запуска трех нефтеперекачиваю­щих станций. Дистанционно пуском руководил прези­дент «Транснефти» Николай Токарев.

Расширение пропускной способности магистра­ли позволит увеличить объем экспорта российской нефти на рынок АТР, в том числе выполнить российско-китайские договоренности об увеличении с 1 января 2015 года поставок нефти в Китай до   20 млн. т нефти в год.

По ВСТО до Мохе

«Транснефть» выполняла также работы по расшире­нию пропускной способности российско-китайского нефтепровода Сковородино — Мохэ. В частности, уве­личение мощности НПС № 21 было призвано обеспе­чить возможность роста объемов прокачки.

На новый рост

Трубопроводная монополия планирует дальнейшее расширение восточной нефтяной магистрали.

К 2020 году мощность ВСТО-1 должна быть увеличена до 80 млн. т/г, а  ВСТО-2 — до 50 млн. т/г.

Поэтому в строительство новых и модернизацию имеющихся объектов «Транснефть» намерена инве­стировать 45 млрд. руб. Для чего потребуется построить шесть новых НПС на ВСТО-1 и четыре — на ВСТО-2, а также один резервуар объемом 100 тыс. м³.

Согласно планам «Транснефти» и нефтяных компаний, к 2020 году 30 млн. т/г будет поставляться по двум очередям ВСТО в Китай (в 2014 году этот объем соста­вил свыше 15 млн. т), еще 24 млн. т/г будет идти через порт Козьмино (Приморский край). Остальные объ­емы зарезервированы для дальневосточных заво­дов: 6 млн. т/г — для Хабаровского НПЗ, 8 млн. — для Комсомольского НПЗ, 12 млн. т — для проектируемой ВНХК.

Заполярье - Пурпе

«Транснефть» в 2014 году продолжала строительство нефтепровода Заполярье — Пурпе, намереваясь сдать его в первом квартале 2016 года, хотя наблюдатели не исключали варианты сдвижения этого срока.

В июле было объявлено о завершении сварки линейной части второй очереди нефтепровода и начале проведения гидравлических испытаний на проч­ность. Основной объем работ по сварке был выполнен зимой 2013-2014 года. Завершилась укладка трубы в траншею на подземных участках. Параллельно с реализацией второй очереди проекта начались сварочно-монтажные работы на линейной части тре­тьей очереди.

Заполярье — Пурпе является составной частью трубопроводной системы Заполярье — Пурпе — Самотлор. Проект позволит вовлечь в оборот сырье новых месторождений Ямало-Ненецкого автономного окру­га и севера Красноярского края. Предварительно его реализация оценивалась в 120 млрд. руб., затем, в 2014 году, «Транснефть» увеличила этот показатель до 199,2 млрд. руб.

Куюмба - Тайшет

В марте 2015 года «ЦУП ВСТО» приступил к укладке дюкера резервной нитки подводного перехода маги­стрального нефтепровода Куюмба — Тайшет через Ангару. Протяженность дюкера составляет 1860 м.

Всего в рамках проекта предусмотрено возведение семи подводных переходов через реки Ангара, Чуна и Бирюса (два перехода). Завершить строительные рабо­ты по всем ППМН Куюмба — Тайшет компания плани­рует до начала 2016 года, в четвертом квартале запла­нирован ввод магистрали в эксплуатацию.

Стоимость проекта «Куюмба—Тайшет» оценивается в 97 млрд. руб. Длина нефтепровода составит 719 км,

535 из них пройдут по территории Красноярского края: магистраль соединит нефтяные месторождения юга Эвенкии (Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского) с трубопроводной системой ВСТО. Пропускная спо­собность нефтепровода Куюмба — Тайшет — 15 млн. т нефти в год.

На двукратный рост

«Транснефть» в целом собирается ориентировать свою систему на больший объем прокачки нефтепродук­тов. К 2020 году их транспортировка по системе магистральных нефтепродуктопроводов вырастет с 31 млн. до 59 млн. т/г. Сегодня только 25% от объема произ­водства светлых нефтепродуктов в стране транспортируется по трубопроводам, остальное — по железной дороге. «Транснефть» намерена побороться за увеличе­ние этой доли.

При этом большинство заводов, подключенных к трубопроводной системе, в 2015 году будут выпускать дизтопливо стандарта Евро-5.

«Транснефть» считает основным проектом по поставке нефтепродуктов на экспорт проект «Север». Он сохраняет этот статус наряду с модернизацией системы БТС. Проектная мощность «Севера» состав­ляла 8,5 млн. т/г, однако фактические объемы в 2014 году превысили этот показатель (поставлено 11 млн. т). Модернизация мощностей «Севера» позволит выйти на объём поставок в 15 млн. т/г.

 

ГАЗ

«Южный коридор» - Восток

«Газпром» в августе объявил о начале строитель­ства «Восточного маршрута» газопроводной системы «Южный коридор».

«Восточный маршрут» — второй этап строительства «Южного коридора»: системы газопроводов, которая позволит направить в регионы центральной и южной части России дополнительные объемы природного газа, кроме того, объемы газа по системе планируются для поставки на экспорт по дну Черного моря.

Маршрут восточного направления начинается в Починках Нижегородской области и заканчивается в районе Анапы. Протяженность магистрали — более 1625 км. По плану маршрут должен быть введен в экс­плуатацию к 2017 году.

Турецкий гамбит?

В декабре 2014 года неожиданно был отменен проект «Южный поток» «Газпрома» в своем изначальном фор­мате. Во время визита в Турцию 1 декабря Владимир Путин и глава «Газпрома» Алексей Миллер заявили об отказе от проекта. Основной причиной было назва­но то, что Болгария не разрешила строительство трубопровода на своей территории, поэтому прокладка мор­ской части до побережья этой страны потеряла смысл.

Затем было заявлено о переориентации проек­та на турецкое побережье. Согласно новой конфигурации, оговоренной в российско-турецком меморандуме, газ для Европы планируется доставлять на грани­цу Турции и Греции, где может быть создан газовый хаб. Предполагается, как и в прежнем случае, стро­ительство 4 ниток трубопровода по 15,75 млрд. м³, общим объемом 63 млрд. м³. Однако эксперты гово­рят о том, что пока нельзя точно прогнозировать, будут ли построены все нитки. При этом Турция ежегодно закупает до 30 млрд. м³ российского газа в год, но из них только 16 млрд. м³ идет напрямую через «Голубой поток» по дну Черного моря. Новый газопровод призван снизить зависимость от украин­ского транзита.

Россия и Турция между тем договорились, что газотранспортные мощности на территории Турции будут создаваться совместно двумя странами; упол­номоченной компанией с турецкой стороны назначе­на Botas. Согласно предварительному технико-экономическому расчету, газопровод пройдет 660 км по дну моря в старом «коридоре» «Южного Потока» и 250 км в новом «коридоре» в направлении европейской части Турции.

По итогам визита президента Владимира Путина в Будапешт было заявлено, что Венгрия останется потен­циальным транзитером энергоносителей из России.

При этом СП SouthStreamHungaryLtdможет быть использовано для продления на территории ЕС «Турец­кого потока».

Будапешт выразил заинтересованность в прокладке трубы через греческую и македонскую территории и далее прежним маршрутом SouthStreamчерез Сербию, до Австрии и Италии.

В апреле заинтересованность в новом маршруте высказала и Греция, параллельно руководство страны инициировало переговоры с «Газпромом» о скидках на газ.

С Бованенковского

В декабре 2014 года представители «Газпрома» сообщи­ли, что Бованенковское месторождение после выхода на проектную мощность сможет обеспечить заполняемость газопроводов NordStreamи «Южный коридор». 22 декабря был введен в строй второй по счету газовый промысел в Бованенково, который позволит в 1,5 раза увеличить газодобычу на месторождении — до 90 млрд. м³/г. Через четыре года добыча газа должна выйти на уровень 115 млрд. м³/г, а в дальнейшем — до 140 млрд. м³/г.

«Сила Сибири»: начало

01сентября 2014 года в Якутске в присутствии пре­зидента Владимира Путина состоялась торжествен­ная сварка первого стыка газотранспортной системы «Сила Сибири». Эксперты говорят о том, что поставки сырья по газопроводу могут начаться в 2019 — 2021 годах.

В 2014 году «Газпром» вел работы на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении, которое должно стать одним из источников сырья для газопро­вода, по которому «Газпром» планирует поставлять газ в Китай в объеме 38 млрд. м³.

В конце июля 2014 года в Якутию были доставлены первые трубы для строительства участка «Силы Сиби­ри» от Чаяндинского месторождения до Ленска. Всего в 2014 году планируется доставить более 120 тыс. т труб, всего в проекте будет использовано более 1 млн. 700 тыс. т труб. Кроме того, в зимний сезон 2014 — 2015 годов подрядчики «Газпрома» провели сейсморазведоч­ные работы на Чаяндинском методом 3D.

По данным газового холдинга, синхронно с газо­транспортными и добычными мощностями будут строиться объекты переработки многокомпонентного газа восточных месторождений. В районе г.Свобод­ный в 2018 году будут введены в эксплуатацию пер­воочередные мощности Амурского ГПЗ, где из газа будут выделяться ценные компоненты, в том числе этан и гелий.

Трубопровод «Сила Сибири» станет общей газотранспортной системой для иркутского и якутско­го центров газодобычи и будет транспортировать газ этих центров через Хабаровск до Владивостока.

Запасы Чаяндинского месторождения составля­ют 1,2 трлн. м³. Ковыктинского — 1,5 трлн. м³. Плани­руемая протяженность газопровода — около 4 тыс. км (участок Якутия — Хабаровск — Владивосток — около 3 тыс. км, Иркутская область —Якутия — порядка 800 км).

Активизация «Алтая»

Россия и Китай в ноябре активизировали проект запад­ного маршрута поставок в Китай, или «Алтай». В рам­ках визита Владимира Путина в Пекин был подписан меморандум, согласно которому поставки из России на данном направлении составят 30 млрд. м³ газа в год в течение 30 лет. Документ определяет условия транс­портировки топлива с месторождений Западной Сиби­ри. Как стало известно в начале 2015 года, соответству­ющий контракт с китайской стороной может быть под­писан уже в мае 2015-го.

По словам главы газового холдинга Алексея Милле­ра, поставки по газопроводу «Алтай» будут осущест­вляться с тех же месторождений, ресурсы которых используют для продаж сырья в европейские страны.

Также было объявлено, что РФ и КНР прорабатыва­ют дополнительный маршрут поставок трубопроводно­го газа с Дальнего Востока на китайскую территорию.

Российская сторона не исключает, что они могут заме­нить экспорт сжиженного газа с планируемого проекта « Владивосток СПГ».

Что касается «Алтая», то транспортировка топли­ва по западному маршруту может быть запущена син­хронно с восточным. При этом западный маршрут короче, базовые месторождения уже находятся в раз­работке. Для Пекина приоритетное значение имеет восточный маршрут, особенно важный для северо-восточных регионов страны с плохой экологией из-за использования угля. На западной же китайской границе большая конкуренция, поставки осуществляют­ся с казахской, туркменской и узбекской территорий. Вместе с тем планы по «Алтаю» вписываются в ставку Китая на диверсификацию.

 

Илья Альков, редактор направления «Рынки» OGJRussia,

«Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

3.Танкеры с СПГ не смогут попасть на Украину через Босфор

 

Танкеры со сжиженным природ­ным газом (СПГ) не смогут попасть на Украину через Босфор, заявил посол Турции в Киеве Йонет Джан Тезель. Причиной запрета на проход танкеров со стороны турецких вла­стей дипломат назвал возможность техногенной катастрофы, сообщает Bloomberg.

Проход СПГ-танкеров через Бос­фор проблематичен прежде всего из-за угроз безопасности. Среди­земноморские проливы — узкие, в последние годы они значительно перегружены движением судов, в том числе нефтеналивных. В случае аварий, которые уже случались с нефтя­ными танкерами, последствия для населения страны и Стамбула будут разрушительными, отметил Тезель.

По словам турецкого посла, между­народная обстановка тут не при чем, и Турция ответила бы так же любому государству. Между тем наблюдате­ли отмечают, что Украина была наме­рена организовать поставки СПГ морем из США. Некоторое время назад Украина объявила о планах строительства в Черном море СПГ- терминапа, который поможет снизить энергозависимость от России. СПГ из США может доставляться на украинский терминал только через турец­кие проливы.

Реализацию поставок СПГ на Укра­ину также может осложнить недав­нее решение России отказаться от строительства газопровода «Южный поток» в пользу маршрута через Тур­цию, сообщает Bloomberg. Укрепле­ние связей между Россией и Турци­ей еще больше снижает вероятность того, что последняя согласится про­пускать через Босфор танкеры с СПГ для Украины.

По данным EnergyInformationAdministration(EIA), объемы транзи­та нефти и нефтепродуктов через проливы Босфор и Дарданеллы за 8 лет, с 2006 по 2013 год, выросли с 2,6 млн. до 2,9 млн. барр/сут. Руково­дитель турецкой энергетической компании AkfelHoldingASФатих Балтачи сообщил Bloombergв октябре 2014 года, что возросший трафик через пролив вызывает проблемы для судо­ходства и высокие экологический риски. В связи с этим, по его мне­нию, проект Украины в Черном море является нежизнеспособным.

Министр энергетики Украины Юрий Продан 19 ноября 2014 года заявил, что украинская сторона все равно будет осуществлять проект по строительству СПГ-терминала.

Но эта инициатива Украины может быть нейтрализована по экономи­ческим причинам, в связи с край­не тяжелой финансовой ситуацией в стране.

 

«Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

4.Почему «Газпром» снижает цены для европейских потребителей и повы­шает для российских?

 

 «Газпром» снижает цены для европейских потребителей и повы­шает для российских. Каковы пер­спективы компании на Западе, на Востоке и у себя на родине? Чего ждать россиянам от «националь­ного достояния»?

Увеличению поставок способ­ствовало смягчение ценовой по­литики «Газпрома». Компания уже второй год вынуждена предостав­лять скидки в 10-15 % своим европейским партнерам. Российский газ продается в Европе по ценам долгосрочных контрактов, которые рассчитываются, исходя из стои­мости нефти на мировых рынках, поэтому он обходится европейцам дороже, чем, например, часть норвежских поставок, предоставляе­мая по ценам спотового рынка, т. е. с учетом текущей ситуации.

«Газпром», хотя и не намерен отказываться от привязки к ценам на нефть, но ради сохранения евро­пейского рынка вынужден идти на уступки, так что разрыв со спото­выми ценами заметно сокращается. В 2013 году, после предоставления скидок европейским покупателям, он снизился до 7 %. Средняя цена евро­пейских поставок «Газпрома», по сравнению с предыдущим годом снизилась на 5,5 % и составила 380 долларов за тысячу кубометров. Однако поскольку объем поставок возрос, общая выручка компании увеличилась на 10 % (до 61,5 млрд. долларов против 55,8 млрд. долла­ров в 2012-м).

«Газпром» наме­рен ежегодно поставлять в Китай 38 млрд. кубометров газа - это со­ставляет более 20 % всего россий­ского газового экспорта и почти четверть всего потребления газа в КНР за 2013 год. При этом с 2018 года концерн планирует увеличить экспорт на этом направлении до 60 млрд. кубометров. Как сообщил TheFinancialTimesсо ссылкой на свои источники, цена за тысячу ку­бометров составит 468 долларов, а при поставках на границу России и Китая - 360 400 долларов. Правда, эксперты выражают сомнения, что Китай согласится на столь высо­кие цены.

«Газпром» и китайская CNPCв мае 2014 года подписали 30-летний контракт, предусматривающий по­ставку из России в Китай 38 милли­ардов кубометров газа в год по вос­точному маршруту (трубопровод «Сила Сибири»), а в октябре было заключено соответствующее меж­правительственное соглашение.

Кроме того, ведутся переговоры о заключении аналогичного кон­тракта по западному маршруту (га­зопровод «Алтай"). На начальном этапе поставки газа в КНР по этому направлению могут составлять 30 миллиардов кубометров газа в год. В дальнейшем могут быть построе­ны вторая и третья нитки газопро­вода, с выходом на потенциальную производительность до 100 милли­ардов кубометров в год

Поставки газа в ближнее зарубежье снизились. Россия по итогам прошлого года, по предварительным данным, сократила экспорт газа на 6,7 % - до 183,3 миллиарда кубометров, со­общил журналистам представитель Минэнерго.

В конце декабря министр энер­гетики Александр Новак прогно­зировал снижение добычи газа по итогам года на 4 % - до 641 миллиарда кубометров, экспорта - на 6,7 %, до 183,3 миллиарда кубов.

В 2015 году ожидается рост по­ставок газа за рубеж до 207,3 миллиарда кубометров. Ис­точник: РИА Новости.

В бюджет «Газпрома» на 2014 год заложено снижение средней кон­трактной цены газа в странах даль­него зарубежья на 4 % (с 387 до 372 долларов за тысячу кубометров), сообщил в интервью журналу «Газпром» заместитель председателя правления, начальник финансово-экономического департамента рос­сийского газового холдинга Андрей Круглов. Европейские потребители в текущем году будут покупать российский газ на 15 долларов дешев­ле. Зато для российских покупате­лей газ подорожает в среднем на 8 долларов за тысячу кубометров. Это произойдет за счет индексации на 15 % регулируемых цен, которая была проведена в июле 2013 года. В дальнейшем правительство плани­рует индексировать рост тарифов естественных монополий на уро­вень инфляции.

 Круглов. Европейские потребители в текущем году будут покупать российский газ на 15 долларов дешев­ле. Зато для российских покупате­лей газ подорожает в среднем на 8 долларов за тысячу кубометров. Это произойдет за счет индексации на 15 % регулируемых цен, которая была проведена в июле 2013 года. В дальнейшем правительство плани­рует индексировать рост тарифов естественных монополий на уро­вень инфляции.

Контрактные цены «Газпрома» на газ начнут падать во втором-третьем квартале 2015 года. Об этом заявил, отвечая на вопрос ТАСС, председатель совета директоров «Газпрома» Виктор Зубков.

Правление «Газпрома» одобри­ло проект инвестиционной про­граммы компании на 2015 год, в рамках которой предусмотрены расходы в объеме 839,24 млрд. руб. Как отмечается в сообщении ком­пании, совокупные капитальные вложения запланированы на 2015 год в размере 732,023 млрд. руб. в том числе расходы на капитальное строительство - 731,99 млрд. руб.

К числу приоритетных задач в этом разделе отнесены реализация программы комплексного освоения месторождений полуострова Ямал, создание газодобывающих, газо­транспортных и газоперерабатыва­ющих мощностей, использующих газ Якутии, в том числе проекта «Сила Сибири», строительство си­стемы газопроводов «Южный ко­ридор», а также развитие системы подземного хранения газа.

 

«Полимергаз», №01, 2015г.

 

5.Евгений Сатановский: «Управляемого хаоса не бывает»

 

Колебания цен на нефть не сходят с первых полос газет, и долго ещё не сойдут. В этом уверен президент Института Ближнего Востока Е.Сатановский, который поделился с «ТНН» своим видением обстановки в самом нефтяном и самом взрывоопасном регионе планеты.

Пока сохраняется возможность того, что Ливия будет снова собрана как государство силами генерала Халифы Хафтара - взятием Триполи, захватом Бенгази. Но его терпеть не может Запад, опасающийся, что он станет новым Каддафи. Однако без нового Каддафи никакой Ливии не будет. Если вокруг генерала, помимо осколков ВВС, соберется альянс основных племен, поддержи­вавших прежний режим, не исключено, что ему удастся разгромить исламистов разных толков.

Но нужно иметь в виду, что этому будет яростно сопротивляться главный спонсор джихадистов — Катар. Не исключено, что те радикалы из пустыни, которые стали главными бенефициарами падения режима Каддафи, тоже окажутся его противниками.

Сейчас Египет — естественный союзник ге­нерала Хафтара. А египетский светский режим парадоксальным образом поддерживает ислам­ская монархия Саудовской Аравии. Но у саудитов нет другого выхода. Иначе - противостояние Ирану, с одной стороны, и «Исламскому государству» - с другой.

Что касается проблемы «Исламского государства» и распространенных утверждений, что это креатура США, то миф о том, что все, что происходит в мире, является результатом американской политики, — следствие безграмотности людей, его сформировавших и в него верящих. В Амери­ке, впрочем, такая же картина: Обама ведь борется не с реальной Российской Федерацией, а с легендой о всемогущем СССР.

Все государства в зоне Персидского залива создавали когда-то ан­гличане, иногда, кстати, при сопротивлении аме­риканцев. Но затем они зажили своей жизнью. У них свои интересы. У Катара — конфронтация с Саудовской Аравией. И выход на междуна­родные газовые рынки для него куда важнее, чем американские интересы. Катарцы создали систему, которая подняла «братьев-мусульман» на невиданную организационную высоту. Со­здали медиапортал «Аль-Джазира»! Когда это арабы играли какую-то роль в мировых медиа? А сейчас играют, и еще какую!

ИГ смогло подняться на ноги благодаря Катару, но это не значит, что благодаря Катару его можно уничтожить. Джинн уже вырвался из бутылки, зажил своей жизнью, и финансов у него сейчас много больше, чем он мог бы полу­чить от любых спонсоров.

«Аль-Каида» на пике своего могущества по­лучала миллионов пятьдесят долларов в год. ИГ имеет до трех миллиардов в год, полтора-два от деятельности по контрабанде нефти. Но ведь есть еще продажа археологических артефактов (несколько десятков миллионов в год), выкуп за­ложников — как европейцев, так и местных. Есть эксплуатация переведенного в полурабское со­стояние местного населения. Есть перепродажа всего награбленного у йезидов, христиан, шиитов.

Сила ИГ не только в финансах, но и в жест­кой системе управления, отстроенной старыми баасистскими кадрами. Сторонники партии БААС Саддама Хусейна, не получив никакой компенсации, примкнули к исламистам. Велик приток джихадистов и из Европы, и из Центральной Азии, с территории постсоветского пространства в целом — из многих мест... Но три основные силы составили «Исламское государство» — ИГИА, суннитские племена и баасисты. При этом командуют всем джихадисты. Баасисты построили им систему - управления. А комиссары радикального ислама подмяли под себя всех. Как большевики когда-то своих попутчиков.

Рынок  нефти в определённой степени находится в хаотическом состоянии. ОПЕК уже не может влиять на него, как прежде.

Саудиты демпинговали, чтобы обанкротить сланцевые компании США. И то, что параллельно в результате их действий возникли серьёзные проблемы у России и Ирана, их совершенно не расстраивает.

А «арабская весна» Саудовской Аравии не грозит? У нас часто под этим термимом понимают очень разные силы: и протестующую молодежь, и группы вестернизаторов, и джихадистов. И действительно, в волнениях кто толь­ко не участвует. Но в конце в качестве главно­го выгодоприобретателя мы всегда обнаружи­ваем некоего мрачного бородатого мужчину с автоматом.

Саудовская Аравия для таких персонажей вполне уязвима. Джихадисты могут заявить, что монархия к исламским принципам вообще не имеет отношения. И все монархи — узурпаторы и партнеры Запада. Либо на первый план выйдут «братья-мусульмане» — политизированные группировки, которые субсидирует Катар. Там не будет молодёжно-вестернизаторского бунта. Будет исламистский…

Вспомним, что удары по светским режимам в Тунисе, Египте, Ливии, затем в Сирии во многом были нанесены с подачи Саудовской Аравии и Катара. И удар по саддамовскому Ираку тоже в свое время спровоцировала Сау­довская Аравия. Монархии Персидского залива ненавидели светские диктатуры, но в борьбе с ними они открыли дорогу собственным могиль­щикам — джихадистам. В общем, на Ближнем Востоке все только начинается.

Обама мечтает заместить иранской нефтью и газом российские энергоносители на европейском рынке. Ему нужен Иран и для решения афганских проблем, а саудитам он не очень доверяет. И Катар ему тоже твердит, что саудиты — это враги Америки. Обама, конечно, попробует. Но Иран не будет останавливать свою ядерную программу. В результате может обрушиться режим ядерного нераспространения.

На Ближнем Востоке сейчас все очень сложно. Явно есть неформальное соглашение между Ираном, Асадом и американцами по борьбе с ИГ. Но это не снимает цели уничто­жения Асада для Катара, Саудовской Аравии и Турции.

Казалось бы, ну что технически за проблема уничтожить стотысячную группировку экстремистов? Да, можно подвинуть ИГ из района Мосула, но вопрос — куда? Нет сыгранности партий. Слишком разные интересы. Уже известен меморандум руководства ИГ, которое готовится к атаке американцев на Мосул — к сухопутной операции. Для необходимого эффекта нужно ввести туда контингент, в 3 — 5 раз превышаю­щий потенциал ИГ. Это 150 — 250 тыс. человек. А зачем тогда Обама в этом же количестве его из Ирака выводил?

Все происходящее — это результат катастро­фического провала курса Обамы в Ираке. Что делать, Обама не понимает. А ИГ понимает: со­гласно упомянутому меморандуму, оно будет действовать малыми диверсионными группами, уходить от прямых столкновений. Они готовят­ся к перебазированию в подземные бункеры своего командования. Это даст им возможность активно действовать в период противостояния группировке с бронетанковой и авиационной составляющей. А надо еще учитывать, что сун­нитское большинство Ирака и американцев, и ши­итов, и курдов будет воспринимать как врагов.

Иные аналитики, рассуждая об «арабской весне», говорят, что США таким образом создали выгодный им управляемый хаос...

Одна из особенностей американской поли­тики состоит в том, что они любой свой про­вал могут преподнести как часть специальной стратегии. Если какой-то профессор придумал теорию управляемого хаоса, а его студент за­нял пост в Госдепе, конечно, все о ней будут говорить. Но реально не бывает управляемого хаоса. Американцы везде вынуждены реаги­ровать на ситуацию. Они строят некие теории, которые на глазах рушатся — например, уби­вают посла в Ливии. Так что, совершив целый ряд непродуманных действий, они породили в регионе хаос самый обычный — абсолютно неуправляемый.

 

Беседовал Дмитрий, ТНН №04,2015г.

 

 

 

­6.«Стройтрансгаз» построит в Македонии газопровод Клечовце-Неготино

 

В Македонии в середине марта 2015 года началось строительство газопровода Клечовце-Неготино, который в перспективе станет частью  общей газотранспортной систе­мы страны. Работы ведет компания «Стройтрансгаз» (СТГ).

Общая протяженность газопровода составит 96 км, из них «Стройтран­сгаз» построит участок длиной 61 км и диаметром 508 мм. Завершение строительства данного участка ожи­дается в июне 2016 года.

СТГ построит газопровод в счет погашения клиринговой задолжен­ности бывшего СССР перед быв­шей Социалистической Федеративной Республикой Югослави­ей (СФРЮ), в состав которой вхо­дила Македония. Стоимость про­екта составляет $75,7 млн. в соот­ветствии с Межправительственным соглашением об урегулировании обязательств, связанных с товаро­оборотом, которое было подписано 19 июня 2010 года.

Контракт о выполнении работ, под­писанный СТГ и компанией «Маке­донские Энергетические Ресурсы», принят к финансированию Минфи­ном РФ и вступил в силу. Для реа­лизации проекта в Македонии был открыт филиал «Стройтран­сгаз».

 

«Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

7.Реконструкция морских трубопроводов

 

Протяжка пластиковых труб — новые возможности для восстановления транспортной инфраструктуры.

Компания PetronasCarigali(PCSB) является владельцем и оператором обширной сети морских трубопроводов на шельфе Малайзии в Южно-Китайском море. Длина этих трубопроводов может достигать нескольких километров, они проложены на разной глубине от одной платформы к другой или от платформы к берегу. Внутренняя кор­розия, в значительной степени вызванная сульфатредуцирующими бактериями (SRB), может сократить срок службы трубопроводов. По этой причине компания PCSBбыла вынуждена заменить трубопроводы уже через четыре года.

В апреле 2011 года PCSBначала совместный проект с компанией AnticorrosionProtectiveSystemsLLC(APS) с целью разработки материалов и технологий, необходимых для установки пластиковых трубных вставок в существующие и новые под­водные трубопроводы из углеродистой стали для транспортировки углеводородов. Пластиковая труба (IFL) защищает внутреннюю поверхность стальной трубы от коррозии и обеспечивает вторичную герметизацию в случае разрыва или повреждения стального трубопровода.

Трубы укладывались без внутреннего покрытия, а вместо этого использовалась дополнительная тол­щина стенки, так называемая «жертвенная сталь», компенсирующая расчетную коррозию в течение срока службы трубы.

Коррозия редко представляет собой линейное явление, а некоторые ее виды способны приве­сти к повреждению стенки трубы гораздо быстрее, чем предусмотрено при проектировании. Питтинговая коррозия, образование канавок, трещин или щелей на внутренней поверхности трубопровода могут происходить достаточно быстро. Существуют примеры, когда трубопроводы с расчетным сроком службы 20 лет и более выходили из строя уже через четыре года, как это случилось в компании PCSB.

Испы­тания пластиковых труб и проверка на возможность их применения проводилась в Германии, Норвегии и ОАЭ.

Окончательный вариант трубы IFLсостоял из вну­тренней трубы, выполненной из поливинилденфторида (PVDF), разработанной и изготовленной компани­ей SolvaySpecialtyPolymers, плотнотканой арамидной сердцевины, созданной с использованием кевларовой ткани фирмы DuPont, и внешнего слоя из прочного на истирание термопластичного полиуретана фирмы BASF. Готовая труба успешно прошла испытания на пригодность к эксплуатации в условиях углеводород­ной среды с содержанием сероводорода при темпе­ратурах до 110°С и с разрывной прочностью 120 бар. Были разработаны и другие версии труб для эксплуа­тации в менее агрессивных условиях, например, для обратной закачки воды и транспортировки газа.

PVDFимел самый высокий уровень химической стойкости в углеводородных средах при повышен­ных температурах и был более эффективен, чем термопластичный полиуретан (TPU) или полиэтилен высокой плотности (HDPE).

Помимо высокой химической стойкости поливинилденфторид обладал чрезвычайно низкой проницаемо­стью (табл. 1) по сравнению с термопластичным полиу­ретаном и перекрестно сшитым полиэтиленом (CLPE).

 

Таблица 1. Газопроницаемость пластиковых труб IFLиз различных материалов

 

Тип пластмассы	Средняя газопроницаемость, мг/м2 Д
	CH4	CO2	H2S
TPU	157	1103	1500
TPU	8,7	218	146
PVDF	0,5	106	48,5
CLPE	252	1317	1647

 

 

 

Кевларовая сердцевина матрицы трубы IFLпри­дает ей прочность на разрыв, необходимую для установки трубы в существующие подводные трубо­проводы из углеродистой стали. Длина такой встав­ки может достигать 5 км (3,1 mi) за одну протяжку.

Используемая длина IFLзависит от диаметра тру­бопровода, конфигурации и количества изгибов малого радиуса. Тем не менее, практические испыта­ния показали, что реконструкция типичных промыс­ловых трубопроводов для углеводородов с наружным диаметром (НД) 152,4 мм (6") или 203,2 мм (8") может быть осуществима на длину до 10 км.

Летом 2013 года компания APSустановила трубы IFLв газопровод с НД=152,4 мм и нефтепровод НД=203,2 мм. Трубопроводы работали под давлением 60 и 7 бар соответствен­но. Оба трубопровода, каждый немного короче 2 км, приближались к концу своего естественного срока службы после эксплуатации в течение более 35 лет.

Перед детальным планированием проекта рекон­струкции с помощью труб IFLбыла проведена тща­тельная инспекция существующего подводного тру­бопровода на месторождении Samarang. Этот про­цесс включал сопоставление всех данных относительно преобладающих эксплуатационных параме­тров и условий. Инспекции проводились с использо­ванием диагностических внутритрубных снарядов и других средств дистанционного контроля.

Собранные данные помогли инженерам оценить общее состояние и остаточную толщину стенки суще­ствующего трубопровода, а также уточнить требования к размеру трубы IFL, на случай, если потребует­ся усиленная труба для высокого давления с плотной пригонкой. Вывод из эксплуатации, чистка и замеры предшествовали развертыванию морских средств для установки труб IFL, так же как и доставка барабанов с трубами на морскую базу снабжения термина­ла Лабуан. На этой базе, перед отправкой на место­рождение Samarang, трубы прошли дополнительную обработку для придания им требуемой формы.

С помощью специальных аппаратов трубы IFLустанавливались в реконструируемый трубопровод со скоростью до 10 м/мин. Бригада вытягивала трос (фал), пропущенный по трубопроводу при оконча­тельной очистке и процедуре измерений, используя к трос лебедки для установки трубы и подсоединяя его к буксировочной головке на конце трубопровода.

С помощью программного обеспечения IFLинже­неры определили тяговые усилия лебедки, необхо­димые для протяжки трубы. Блок лебедок, исполь­зуемых для установки IFL, был оснащен датчика­ми усилия и устройствами блокирования операций в случае возникновения нагрузок, превосходящих заданные значения. Оператор также имел возмож­ность установить устройства для автоматическо­го отключения при определенной нагрузке, соответ­ствующей предельным значениям расчетного коэф­фициента запаса прочности труб по пределу текучести. Однако в данном случае, как и в большинстве случаев прокладки труб длиной 0,5 — 5 км, действующие силы не превышали одной десятой предела текучести труб на разрыв.

Установке труб предшествовала установка автосцепов оконечного устройства IFLв местах расположения фланцев райзера. После того как труба IFLбыла протянута по всей длине трубопровода, бригада использова­ла воздух для возвращения ей круглой формы. Труба, изготовленная с таким же диаметром, как и внутрен­ний диаметр трубопровода, расширялась до плотного контакта с внутренней стенкой трубопровода.

После этого производилась установка вставок оконечного устройства, которые обеспечивают надежную герметичность соединения и заделку кон­цов трубы. Гидроиспытания реконструированного трубопровода показали, что он готов к повторному вводу в эксплуатацию и нормальной работе.

По оценкам компании Petronas, срок службы этих трубопроводов продлен по крайней мере на 30 лет.

 

РобертУолтерс, «Oil&Gas Journal Russia», №04, 2015г.

 

8.Рейтинговая оценка подрядчиков - фактор минимизаций рисков инвестиционной деятельности

 

Особенностью инвестиционной деятельности в строительстве является наличие большого числа рисков, которые вынуждают инвесторов нести значительные дополнительные затраты. Эти затраты связаны с анализом рисков деятельности, разработкой и реализацией предупреждающих действий либо, в значительно больших объемах, с ликвидацией последствий появления указанных рисков. Одним из эффективных методов снижения указанных рисков является пред­варительный отбор участников реализации строительногопроекта. Авторами рассмотрено текущее состояние проблемы рейтингового отбора и предлагается внедрение системы рейтинговой оценки участников строительного процесса рейтинговыми агентствами.

Риски инвестиционной деятельности обусловливаются различными факторами: объективными и субъектив­ными, внутренними и внешними. Влияние рисков на инвестиционную деятельность выражается в существенных затратах всех участников инвестиционного процесса. При этом затраты связаны либо с анали­зом рисков, разработкой и реализацией предупреждающих действий, либо, в зна­чительно больших объемах, с ликвидацией последствий появления указанных рисков.

 Минимизация рисков инвесторов воз­можна при организации системы рей тингования строительных организаций.Источники потенциальных рисков заложены как в деятельности строительных организаций, так и во взаимодействии участников инвестиционного проекта. Последствия проявления рисков, связанных с взаимодействием участников процесса, могут быть более существенными. Недаром вопросам организации строительства уделяется такое пристальное внимание.

Президент Российской Федерации В.В.Путин в ежегодном послании Федеральному Собранию от 4 декабря 2014 г. обратил особое внимание на вопрос созда­ния единого заказчика как один из факторов снижения коррупционных рисков.

В государственной сфере инвестиционная деятельность регламентируется Постановлением Госстроя России от 8 июня 2001 г. № 58 «Положение о заказчике при строительстве объектов для государ­ственных нужд на территории Российской Федерации», которым определены основ­ные функции заказчика, среди которых - предварительный отбор проектировщиков, подрядчиков, изготовителей и поставщиков оборудования.

Нормы законодательства требуют от участ­ника строительства удовлетворения опре­деленнымтребованиям по квалификаци­онному составу, техническому оснащению, страхованию и финансовому обеспечению компенсации ущербов третьим лицам.

Указанные нормы, несомненно, оказыва­ют положительное влияние на безопасность объектов капитального строительства. Градостроительным кодексом Российской Федерации от 29 декабря 2004 г. № 190-ФЗ (п. 1 ст. 55.8) прямо предусмотрена воз­можность выполнения работ, которые ока­зывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, только при наличии выданного саморегулируемой организацией свидетельства о допуске к работам. Свидетельства выдаются строи­тельным организациям, удовлетворяющим указанным требованиям.

Минимизация рисков заказчика требует привлечения новых (инновационных) ме­тодик и критериев отбора строительных организаций.

Процесс выбора подрядчика исходит из принципа: чем ниже цена подряда, тем лучше подрядчик. Так ли это на самом деле? Многочисленные расчеты свидетельствуют о том, что любая компания, участвующая в торгах, может снизить ценупервоначального предложения не более чем на 25 %. Да и то, это возможно только при условии, что подрядчик имеет собственных субподрядчиков и производителей строи­тельных материалов в качестве дочерних компаний. Большее снижение цены может, быть осуществлено только в ущерб качеству строительства и срокам работ.

В крупных (системообразующих) ком­паниях (Газпром, Роснефть, Транснефть) существует практика выбора подрядчика на основе оценки его соответствия корпоративным правилам (стандартам). К сожалению, и они грешат необъективностью, ведут к снижению конкурентноспособности, создавая условия для выбора «нужных» исполнителей и роста коррупционных рисков. В любом случае, не достигается цель проведения конкурсных торгов: выбор наи­лучшего исполнителя работ по наименьшей стоимости. Положение усугубляется тем, что зачастую «нужный» исполнитель выигрывает торги путем заведомого снижения цены предложения ниже всех разумных пределов. Впоследствии строительство осуществляется со значительным превыше­нием сметных затрат, за счет выполнения согласованных и оплачиваемых заказчиком дополнительных работ.

Реализация метода рейтинговой оцен­ки отражена в новом ГОСТ Р 56002-2014 «Оценка опыта и деловой репутации строи­тельных организаций» (утвержден Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и методологии (POCCTAH- ДАРТ) от 17 апреля 2014 г.), который начал действовать с 1 сентября 2014 г.Данный стандарт разрабатывался Некоммерче­ским партнерством «Национальный центр «СпецРесурс», ЗАО «Институт Деловой репутации», а также ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт сер­тификации».

Стандартом предлагается оценка де­ловой репутации компании путем расчета двух моделей: экономической и факторной.

Что касается первой экономической мо­дели оценки, то там все довольно понятно просто, деловая репутация рассчитывает­ся как разница между ценой приобретения компании и суммой всех ее активов, или так называемый гудвил (goodwill). Идея не нова и в экономических кругах используется достаточно давно.

Более детально стандарт раскрывает вторую модель - факторную. Именно в ходе анализа ее основных положений и были выявлены значительные недостатки.

Одним из пяти анализируемых факторов деловой репутации по данному стандар­ту является фактор «Средства». Цитата из ГОСТ Р 56002-2014: «Фактор «Средства» зависит от обеспеченности организации ресурсами, необходимыми для проведения    строительных работ». По мнению авторов статьи, данный фактор может повлиять на скорость или объем производимых работ, но его влияние на деловую репутацию ком­пании очень спорное. Тем более непонятно, почему данный показатель учитывается с наибольшим из всех весом (0,375 из 1).

  Целесообразно было бы заменить данный показатель или снизить оценку до приемлемых 0,10, а также дополнить его показателем, который действительно влияет на деловую репутацию, - «Опыт на строительном рынке».

Одним из субфакторов, используемых при оценке фактора «Имидж», является «За­держка сдачи объектов». Считается среднее значение среди всех случаев задержки, а потом выставляется балл в зависимости от полученного числа. Таким образом, нигде не используется соотношение числа случаев задержек с общим числом возведенных объ­ектов, что является не совсем правильным.

 В результате первая компания получает меньший балл, хотя у второй суммарная задержка по всем объектам составила больше 2 лет. На взгляд авторов, при этом не учтен существенный факт задержки строительства по вине заказчика. Вряд ли кто будет возражать против утверждения,что такой подход для оценки соблюдения сроков строительства, мягко говоря, не совсем корректен.

Для определения фактора «История» необходимо посчитать такой субфактор, как «Ритмичность работы». На взгляд авторов статьи, следует вместо использования необосно­ванного показателя ритмичности работы анализировать динамику роста выручки.

Одним из основных факторов, приме­няемых в факторной модели оценки дело­вой репутации, является «Достоверность сведений».

Все перечисленные замечания по фак­торному методу оценки деловой репутации строительных компаний могут значительно исказить конечные результаты рейтингования.

Интуитивно понятно, что если конечная оценка сложилась близкой к 1, то это хорошая оценка, а если ближе к 0, то плохая. Однако в современных требованиях и стандартах рыночных отношений этого явно недостаточно. Отсутствие шкалы сопоставления числовых значений с конечным «вердиктом» по репутации ком­пании лишает данный ГОСТ Р 56002-2014 практической применимости.

Утверждение подобного государствен­ного стандарта для оценки деловой репутации строительных компаний - в це­лом идея положительная, но в случае ГОСТ Р 56002-2014 с его утверждением явно поторопились.

Логично, что большее число критериев дает более достоверный результат рей­тинговой оценки компании. Так, в корпоративной оценке генеральных подрядчиков ОАО «Газпром» имеется не менее 120 показателей (Регламент по контролю качества строительства генподрядными организациями на объектах ОАО «Газпром», утвержден 11 февраля 2014 г.). Конечно, при таком объеме показателей возрастет нагрузка, как на экспертов, так и на компа­нию, которую они оценивают.

Вместе с тем необходимо менять под­ход к организации выбора подрядчика при закупках строительной продукции для государственных нужд в целях минимизации рисков неисполнения требования условий договора.

Использование независимых рейтинго­вых оценок - распространенная международная практика при выборе поставщиков по соотношению «цена/качество». Внедре­ние процедуры аккредитации рейтинговых агентств при Министерстве строительства и ЖКХ РФ позволит не допустить «коммер­циализацию» рейтингования и обеспечить сопоставимость оценок разных рейтинговых агентств по определенным критериям.

          

Принципы организации системы рейтингования строительных, проектных и изыскательских компаний могут быть следующими:

•                                рейтинговые агентства должны быть аккредитованы при Министерстве строи­тельства и ЖКХ РФ;

•                                все критерии оценки, используемые рейтинговыми агентствами, должны быть опубликованы на официальном сайте рей­тингового агентства;

•                                срок действия рейтинговой оценки, при­своенной рейтинговым агентством, состав­ляет три года с ежегодным подтверждением;

•                                по результату проведения рейтинга оцениваемой компании предоставляется отчет, с обоснованием присвоенного уровня рейтинга;

•                                периодичность мониторинга рейтинговой оценки определяется рейтинговым агент­ством самостоятельно и устанавливается внутренним положением;

•                                   в случае выявления негативных тенденций в деятельности оцениваемой компании рейтинговое агентство может отозвать присвоенный рейтинг или приостановить его действие. Информацию об этом рей­тинговое агентство обязано опубликовать на своем официальном сайте;

•                                   рейтинговая оценка осуществляется с обязательным учетом стандартных тре­бований потребителей и законодательства, устанавливаемых при проведении закупоч­ных процедур;

•                                   не допускается рейтинговая оценка аф­филированных с рейтинговым агентством компаний;

•                                   при установлении требования к мини­мальной рейтинговой оценке генподрядчика (генпроектировщика) данное требование распространяется также на привлекаемых подрядчиков.

 

Критерии аккредитации рейтинговых агентств:

•                                   наличие официального сайта в сети Интернет для раскрытия информации о методологии рейтингового агентства и присвоенных рейтинговым агентством оценках;

•                                   наличие на момент аккредитации не ме­нее 10 присвоенных контактных рейтингов;

•                                   наличие в штате рейтингового агентства не менее одного эксперта строительной отрасли, имеющего ученую степень; _t

•                                   наличие квалифицированного персона­ла - не менее четырех аккредитованных экспертов по каждому направлению рей­тинговой оценки:строительство, проекти­рование, инженерные изыскания (при этом не менее   50 % аккредитованных экспертов должны состоять в штате рейтингового агентства);

•                                   эксперты агентства должны быть аккре­дитованы на осуществление деятельности в сфере строительства и состоять в Реестре Министерства строительства и ЖКХ РФ;

•                                   обязательное страхование ответствен­ности рейтингового агентства на сумму не менее 50 млн. руб.;

•                                   деятельность рейтингового агентства должна быть сертифицирована в соответ­ствии с Системой менеджмента качества.

 

Критерии аккредитации экспертов:

•                                наличие стажа работы не менее 10 лет по направлению осуществления рейтин­говой оценки;

•                                наличие профильного образования, по направлению осуществления рейтин­говой оценки;

•                                допущение совмещения работы эксперта с другой деятельностью;

•                                разрешение осуществлять трудовую деятельность только в одном рейтинговом агентстве;

•                                исключение эксперта из Реестра и за­прещение дальнейшей экспертной дея­тельности после единственного случая утери доверия.

Таким образом, в настоящее время назрела потребность в создании системынезависимой рейтинговой оценки. С ис­пользованием методик и приемов указан­ной системынезависимые рейтинговые агентства строителей смогут проводить наиболее объективную оценку деятельности подрядных организаций проектировщиков, изыскателей и строителей.

 

На базе проведенного анализа авторы статьи вносят следующие предложения:

*                включить в законодательную базу требова­ния обязательной независимой рейтинговой оценки компании, претендующих на участие в конкурсном отборе выполнения работ по строительству, финансируемых за счет средств бюджетов различных уровней, компаний с долевым участием государства, а также финансируемых по программам государственно-частного партнерства, при стоимости:

*                0,05 млрд. руб. и более для проектно-изыскательных работ;

•                               0,50 млрд. руб. и более для строитель­ных работ;

•                               порядок деятельности рейтинговых агентств и проведения рейтинговой оценки утвердить Постановлением Правительства РФ;

•                               установить законодательно минимально необходимые требования к кадровому составу, квалификации и оснащению рей­тинговых агентств;

•                               установить законодательно требование аккредитации экспертов и рейтинговых агентств Министерством строительства и ЖКХ РФ.

 

Б.В.Будзуляк, А.А.Апостолов, Н.Ф.Селезнев, Л.П.Моисеев

 (НП «СРО ОСГиНК», РФ, Москва), Н.Н.Алексеенко (Рейтинговое

 агентство строительного комплекса «РАСК», РФ, Москва),

 «Газовая промышленность»,№04,2015г.

 

9.Проблемы разработки нетрадиционных источников углеводородов

 

Несмотря на обилие разговоров и прогнозов о завершении эры нефти и газа и наступлении периода возобновляемых источников энергии (солнечной, ветровой, геотермальной и пр.), я убежден, что до конца нынешнего века нефть, газ и уголь будут ос­новными видами энергии. Возможно увеличение атомной энергетики, более полное использование гидроресурсов, однако приоритет будет за нефтью, газом, углем.

Россия по итогам 2012 г. занимает первое место в мире по добыче углеводородов. На нашу долю приходилось 15% мировой добычи, США имели 14,4 %. В 2013 г. США несколько обогнали нас за счет увеличения добычи сланцевого газа и жидких углеводородов из сланцевых пород.

В России накоплен определенный опыт разработки нетради­ционных нефтяных месторождений, прежде всего компанией «Татнефть», которая работает на сложных в геологическом плане месторождениях более 60 лет. После значительного падения объемов добычи «Татнефть» сумела стабилизиро­вать и даже несколько увеличить ее. Здесь много внима­ния уделяют повышению коэффициента нефтеотдачи, он значительно выше среднего по стране, а на Ромашкинском месторождении составляет 0,5.

В «Татнефтьи» продолжа­ется разработка двух месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами. В этой компании составлена программа в области недропользования до 2020 г.

Компании «Роснефть» и Statoilпланируют создать совместное предприятие для опыт­но-промышленной разработки доманиковых отложений в Самарской обл.

Среди компаний, работающих на нетради­ционных месторождениях в России, можно отметить Shell, которая осваивает Салымское месторождение, где применяются тепловые методы, закачка газа, химические методы и т. д. Наиболее предметно и целенаправленно над освоением нетрадиционных месторожде­ний работает компания «РИТЭК», входящая в Группу «ЛУКОЙЛ». На сегодняшний день в ОАО «РИТЭК» внедрено в производ­ство более 50 собственных и привлеченных новейших разработок.

Наиболее приоритетные программы ОАО «РИТЭК»:

•Комплекс термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Геологические запасы залежей баженовской свиты, по оцен­кам специалистов, составляют 150-200 млрд. т углеводородного сырья. При разработке данных залежей традиционными методами нефтеотдача пластов составляет 3-5 %, что говорит о необходимости внедрения инно­вационных технологий. В последние годы ОАО «РИТЭК» ведет активную разработку технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Данный метод базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термиче­ских и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения.

•Комплекс освоения трудноизвлекаемых запа­сов нефти методом водогазового воздействия. Специалистами ОАО «РИТЭК» освоена техно­логия повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа.

Данное решение позволяет повысить неф­теотдачу пластов с 15-25 % до 30 % и более. Для таких целей ОАО «РИТЭК» провело модер­низацию бустерной насосно-комперессорной установки. Технология водогазового воздей­ствия внедрена на четырех эксперименталь­ных участках. Дополнительная добыча нефти с начала применения технологии водогазового воздействия составила более 500 тыс. т.

Мы сегодня стоим в преддверии качественно нового этапа - этапа планомерного наращива­ния отдачи российских недр. И в связи с этим должны пересмотреть сложившиеся в последние годы (15-20 лет) взгляды на многие проблемы. Чтобы и впредь иметь возможность наращивать добычу нефти и газа или хотя бы сохранить сегодняшний уровень, мы, образно говоря, должны знать, где, что и в каких коли­чествах залегает. Мы обязаны хорошо изучить свои недра и быть рачительными хозяевами, планируя их освоение.

Минэнерго США опубликовало данные, что Россия занимает первое место в мире по за­пасам сланцевой нефти - 75 млрд. баррелей, или более 10 млрд. т. На самом деле эта цифра существенно занижена, так как ресурсы только баженовской свиты составляют 150-200 млрд. т. Запасы газа по категории А + В + С₁ - 44,6 трлн. м³; ресурсы С₃ - 33,7 трлн. м³; Д₁ - 66,8 трлн. м³; Д₂-101 трлн. м³; всего начальные суммарные ресурсы составляют 287,5 трлн. м³. Это без учета сланцевого газа, газогидратов.

Ресурсы нефти в битуминозных песчани­ках и запасы тяжелой нефти оцениваются в 430-500 млрд. т, из них только 5-10 % можно получить путем открытой эксплуатации место­рождений.

По данным Министерства энергетики США, добыча нефти (в млн. т) в перспективе будет выглядеть следующим образом.

 

	2008	2015	2020	2030
Добыча традиционной нефти	4085	4360	4490	4825
Добыча нетрадиционной нефти	200	305	390	575
в том числе:
сверхтяжёлых	35	40	55	70
битумы	75	115	145	205
из угля	10	15	25	65
из газа	5	15	15	15
из сланцев	1	25	35	75

 

 

По данным ВНИГНИ, в 2020 г. прогнозные показатели добычи нефти и газа в РФ соста­вят 545 млн. т нефти и конденсата и более 800 млрд. м³ газа. В 2014 г. добыча составила: нефти - 526 млн. т, газа - 640 млрд. м³. Рост добычи нефти и даже ее стабилизация не­возможны без ввода в активную разработку нетрадиционных месторождений. Сегодня в стране не созданы условия для развития добычи нетрадиционных запасов.

Не соответствует современным реалиям действующая система классификации запа­сов и ресурсов углеводородов, практически не учитывающая эффективность освоения месторождений и не стимулирующая увеличение коэффициента извлечения нефти.

Было бы целесообразным сформировать в Правительственной комиссии по вопросам ТЭК и воспроизводству минерально-сырьевой базы рабочую группу по вопросам модерни­зации российского нефтегазового сектора. Для ликвидации технологической зависимо­сти отечественного нефтегазового сектора от иностранных компаний назрела необхо­димость создания национального нефтяного института со статусом государственной или государственно-частной структуры, с вклю­чением в него остатков научных институтов, Центральной комиссии по разработке месторождений, Государственной комиссии по запасам и т. д.

 

Г.И.Шмаль, президент Союза нефтегазопромышленников России,

 д.э.н., материал подгоговила О.Остроумова, ООО «Газойл Пресс»,

 «Газовая промышленность», №04, 2015г.

 

10.Нетрадиционные нефтяные месторождения требуют внедрения инновационных технологий

 

В рамках 2-й международной конференции «Нетрадиционная нефть России и методы увеличения нефтеот­дачи», которая состоялась в Москве 3-4 декабря 2014г. при поддержке Института Адама Смита, выступил с докладом «Технологические и экономические проблемы разработки нетрадиционных нефтяных месторождений президент Союза нефтегазопромышленников России Г.Шмаль.

Он обозначил проблемы нефтяной стратегии России:

-отставание с приростом запасов. По данным известного геолога Е.Груниса, дефицит прироста запасов за последние годы составил 1,4 млрд. т по сравнению с добычей;

-недостаточно эффективное использование недр. Коэф­фициент нефтеизвлечения за последние 25-30 лет сни­зился на 15 % и составляет сегодня         29-30 %. Повышение КИН на 1 % дает прибавку в 10-15 млн. т годовой добычи. Несмотря на усилия нефтяных компаний и высокие штрафы за сжигание попутного нефтяного газа, не удалось добиться 95 % его квалифицированного использования;

-хроническое недофинансирование нефтяной промыш­ленности. Минимальная потребность только в разведку и добычу составляет 40 млрд. долл/год. Фактически име­ем - 27-30 млрд. долл. (в последние годы);

-недостаточное внимание к НИОКР;

-увеличение доли нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов.

Г.Шмаль отметил, что доля трудноизвлекаемых и нетради­ционных нефтяных месторождений составляет 80 % добычи в РФ. Также он отметил, что нетрадиционные месторождения требуют других технологий и другого оборудования для ор­ганизации добычи, нежели традиционные. «Геологические запасы залежей баженовской свиты, по оценкам специали­стов, составляют 150-200 млрд. т углеводородного сырья. При разработке данных залежей традиционными методами нефтеотдача пластов составляет 3-5 %, что говорит о не­обходимости внедрения инновационных технологий для разработки баженовской свиты», - сказал Г.Шмаль.

В последние годы ОАО «РИТЭК» ведет активную разра­ботку технологии термогазового воздействия на залежи баженовской свиты. Использование данной технологии в будущем может позволить поддерживать уровень добычи нефти в России в течение длительного периода времени за счет вовлечения в промышленную разработку залежей баженовской свиты. Метод термогазового воздействия на залежи баженовской свиты базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термических и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения.

Также Г.Шмаль отметил преимущества применения технологии парогазового воздействия: снижение потерь тепла при закачке теплоносителя в пласт, очистку призабойной зоны пла­ста, снижение себестоимости добычи нефти, увеличение нефтеотдачи на 10-15 %. Все это позволило создать системную технологию разработки месторождений с использовани­ем глубокой парогазоциклической обработки призабойной зоны скважин. Для реализации такой технологии в ОАО «РИТЭК» разработан инновационный технико-технологический комплекс парогазового воздействия в составе забойного парогазогенератора и комплектов наземного и скважинного оборудования, обеспечивающего его работу, промысловые испытания которых показали высокую эф­фективность.        

Также специалистами ОАО «РИТЭК» освоена технология повышения нефтеотдачи пласта путем попеременной закачки в пласт воды и газа. Данное решение позволяет повысить нефтеотдачу пластов с 15-25 % до 30 % и бо­лее. Для этих целей ОАО «РИТЭК» произвело модернизацию бустерной насосно-компрессорной установки. Технология водогазового воздействия внедрена на четырех экспери­ментальных участках. Дополнительная до­быча нефти с начала применения технологии водогазового воздействия составила более 500 тыс. т.

По данным ВНИГНИ, прогнозные показатели добычи нефти и газа в РФ в 2020г. соста­вят 545 млн. т нефти и конденсата и более 800 млрд. м³ газа. В 2013 г. добыча составила: нефти - 523 млн. т, газа - 668 млрд. м³.

По мнению Г.Шмаля, рост добычи нефти и ее стабилизация невозможны без ввода в актив­ную разработку нетрадиционных месторо­ждений нефти. «Сегодня в стране не созданы условия для развития добычи нетрадиционных запасов», - прокомментировал он.  

Для ликвидации технологической зависимости отечественного нефтегазового сектора от ино­странных компаний также назрела необхо­димость создания национального нефтяного института со статусом государственной или государственно-частной структуры, включая остатки научных институтов, Центральную комиссию по разработке месторождений, Государственную комиссию по запасам и др. В том числе Г.Шмаль отметил, что больше­го внимания, когда речь идет о разработке нетрадиционных месторождений, требует; фундаментальная и вузовская наука.          

 

О.В.Филиппова, ООО «Газойл пресс», «Газовая промышленность», №03, 2015г.

 

11.Для реконструкции НПЗ

 

Транспортировка негабаритных и тяжеловесных грузов. В статье рассматриваются проблемы транспортного обеспечения модернизации нефтеперерабатывающей отрасли. Дается схема проектирования перевозки оборудования нового поколения. Предлагается система аутсорсинга для ускорения монтажа оборудования. Приведены примеры конкретных перевозок технологическо­го оборудования повышенной массы и габаритов (до 1400 т при длине более 45 м и ширине более 7 м) на ряд отечественных НПЗ.

Экономически обосновано применение при строительстве и модернизации предприятий различных отраслей полноком­плектного высокотехнологичного оборудования нового поколения, которое обычно имеет большую мощность и значительно большие габариты, что относит его к груп­пе крупногабаритного тяжеловес­ного груза (КТГ).

Главным заводом по выпу­ску оборудования для нефтя­ной промышленности являет­ся одно из старейших в России предприятий «Ижорские заводы» (Ленинградская обл.), основанное Петром I. Завод отмечает в этом году 290 лет. Предприятие входит в группу Объединенных машино­строительных заводов (ОМЗ) и выпускает широкий ассор­тимент оборудования ново­го поколения. Остальные заво­ды выпускают оборудование меньших габаритов и массы.

Требование времени — выпуск широкой номенклатуры более мощ­ного оборудования, перевозимого в полнокомплектном виде.

Ситуация с доставкой ново­го оборудования с отечественных или зарубежных заводов приве­ла к сложной и затратной пробле­ме — транспортировке полнокомплектного оборудования в межре­гиональном или международном сообщении на большие расстоя­ния с доставкой к определенно­му строительством времени. Технология транспортировки таких грузов требует учета, прежде всего принципа безопасности, который, в свою очередь, требует применения логистики как мето­да, позволяющего выявить все возможные риски и разработать превентивные меры.              Анализ 36 тыс. единиц КТГ, проведенный в МАДИ, пока­зал отсутствие взаимосвязи между габаритами груза, что не дает возможности типизиро­вать эти грузы для упрощения систем транспортировки. Поэто­му каждая отгрузка оборудова­ния — это уникальная транспорт­ная операция, зависящая от кон­кретных габаритов изделий, дис­локации отправителя и получа­теля, возможностей построения безопасного маршрута с учетом условий перегрузки на конкрет­ной транспортной сети, сроков доставки на объект и др.

При определенных повышен­ных габаритах груза необходима разработка проекта организации дорожного движения по марш­руту с учетом положений, про­писанных в Приказе Минтранса России от 24 июля 2012 г. № 258. Проект перевозки предусматри­вает комплекс требований, кото­рые отражены в схеме проектирования системы транспортиров­ки (см. Табл.).

Большая проблема — выбор вида транспорта и соответствующе­го подвижного состава. На авто­мобильном маршруте нужен под­вижной состав с уменьшенны­ми осевыми и колесными нагруз­ками на дороги и искусственные сооружения, особенно мосты. На трассах ставят весы, определяю­щие общую массу автопоезда и нагрузки, на основании замеров которых взимается плата за про­езд по конкретной дороге. Необходимо предварительно произве­сти тягово-динамический расчет для формирования систе­мы груз-автопоезд (бинарная система) с учетом уклонов, радиу­сов поворотов и других особенно­стей дороги. При перевозке КТГ применяют чаще всего зарубеж­ные модульные или самоходные транспортные средства (САТС), тяговая динамика которых при­мерно в 2,4 раза выше, с изменя­ющейся высотой погрузки до ±300 мм. Из отечественных тяжеловозов используют изде­лия завода ЧМЗАП, единствен­ного отечественного завода по выпуску тяжелых автомобилей, 150-тонная модульная система которых позволяет создавать гру­зоподъемность в пределах 900 т.

Железная дорога принима­ет к перевозке в основном грузы массой не более   250 т при очень строгом ограничении габаритов.

На водных видах транспорта более широкие возможности, но они требуют подвоза груза к местам перегрузки, которые не всегда удовлетворяют условиям безопасности из-за повышенной массы груза. В отдельных случа­ях приходится реконструировать суда для безопасности перевозки КТГ, а также строить специаль­ные причалы. На речном транс­порте ограничением является ширина шлюзовой камеры.

Не менее тяжелая по вре­мени и затратам проблема — согласование с организациями, предприятия которых находят­ся на маршруте следования. Это мостовые и тоннельные соору­жения, контактно-кабельные сети, ЛЭП и т. д. Если речь идет о            перевозке по улицам горо­да, то выбирают время с мень­шей интенсивностью движения.

Долгое время в России держалась в качестве рекорда перевозка в мультимодальном водно­автомобильном сообщении реак­тора гидрокрекинга массой  875 т для «ЛУКОЙЛ-Пермьнефтеоргсинтеза», перевезенного с Ижорского завода в      г.Пермь в 1996 году. Это был один из пер­вых опытов отечественной пере­возки груза таких параметров. Масса груза с ложементом была 900 т, длина 40,4 м, диаметр 4,8 м. Водная часть пути состав­ляла 3 тыс. км, автомобильная — более 30 км. До этого реакторы были максимальной массой 480 т (Омский НПЗ).

Для Ачинского НПЗ было закуплено в Италии оборудование для гидрокрекинга массой от 350 до 1300 т и две баржи для их перевозки от порта Дудинка по реке Енисей. С учетом ложемен­та масса самого тяжелого груза составила 1306 т при длине 48,5 м и диаметре 4,4 м. Общая масса транспортируемого оборудо­вания           2,5 тыс. т. Оборудование для Ачинского НПЗ перевози­лось в сентябре-октябре 2014 года по международному мультимо­дальному водно-автомобильному маршруту длиной более 12,5 тыс. км от Италии через порт Роттер­дам (главные ворота Европы, соединенные с Северным морем) до порта Санкт-Петербурга. Далее маршрут проходил по Север­ному морскому пути (СМП) до порта Дудинка, где груз перегру­жался для следования по Енисею до причала с. Кубеково. Был рассмотрен также несколько иной маршрут до другого причала, но там было множество практически непреодолимых рисковых момен­тов, что требовало значительного повышения затрат.

Для выгрузки из барж такого тяжелого груза и перегрузки его на автомобильные транспортные средства в с.Кубеково был зара­нее построен специальный при­чал. От упомянутого села до стро­ительной площадки Ачинского НПЗ предстояло провезти груз по 203 км действующих автомобиль­ных дорог. При этом необходи­мо было пересечь 16 рек и ручь­ев шириной от 3 до 50 м, дважды Транссибирскую магистраль, 168 линий электропередачи, 21 слож­ное препятствие, связанное с особенностями рельефа (уклоны, крутые повороты и т. п.).

В качестве подвижного соста­ва для перевозки самого тяже­лого реактора гидрокрекинга было выбрано самоходное транспортное средство, состав­ленное из модулей-платформ фирмы Cometto. Длина платфор­мы, состоявшей из 24 сдвоенных осей, на каждой из которых уста­новлено по 16 колес, достигла 36 м. Общее число колес — 384, что по расчетам дорожных служб обеспечило нагрузку на ось всего     3,87 т.

Подготовительные работы по доставке груза проводились в течение полугода. Расче­ты показали, что трансформа­цию сети проще сделать путем укрепления некоторых мостов и строительства временных объ­ездов с покрытием бетонными плитами, а для отдельных участ­ков, например через реку Кача, необходимо строить отдельную переправу.

Туапсинский НПЗ построен в 1929 году и расположен на побережье Черного моря, что позволяет поставлять на экспорт около 90% продукции завода. Сегодня речь идет фактически о строительстве нового современ­ного завода с увеличением мощности до 12 млн. т нефти в год и глубиной переработки более 95%. С НПЗ возникла проблема, заключающаяся в том, что он был построен намного раньше, чем город Туапсе получил статус курорта местного значения. При­шлось пройти экологическую экс­пертизу и производить коренную реконструкцию завода для кардинального сокращения нагрузки на экологию курортного города.

Для модернизации Туапсинско­го НПЗ был заключен контракт в 2010 году с Ижорскими заво­дами для производства 6 реакто­ров гидрокрекинга: двух уникаль­ных весом 1400 т каждый, длиной более 40 м и диаметром более 7 м и четырех — весом по 600 т, два из которых длиной более 29 м, два других более 25 м. Все четыре — диаметром более 7 м каждый. Ряд других заводов изготовлял обо­рудование меньших параметров. Общий вес перевезенного обору­дования превысил 5 тыс. т.

Транспортировка реакторов из Санкт-Петербурга в Туапсе про­ходила с 10 августа по 16 ноя­бря 2012 года в мультимодальном водно-автомобильном сообщении.

Представленные примеры  наглядно иллюстрируют, что транспортировка нового технологического оборудования, относящегося к крупногабаритным тяжеловесным грузам, является очень сложным  процессом. Успешная реализация такой перевозки невозможна без предварительного проектирования систем транспортировки.

 

Наталья Троицкая, Алексей Удачев, «Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

12.Уфимский профиль

 

Уфимскому филиалуАО «Транснефть — Диаскан» исполнилось 20 лет. За это время небольшой участок диагностики превратился в крупное современное предприятие, отвечающее за всю внутритрубную профилеметрию компании.

Основной задачей участка была первичная профилеметрия нефтепроводов, позво­лявшая оценить проходное сечение трубы и возможность пропуска диагностических приборов — ультразвуковых и магнитных дефектоско­пов. Помимо этого уфимцы занимались очисткой трубо­проводов от парафинистых отложений для подготовки их к диагностике.

В 1997 году участок был преобразован в Уфимский филиал ЦТД «Диаскан». Объ­ем работ серьезно увеличился, необходимый персонал и обо­рудование уже не помещались на старой площадке, и в Уфе начали строить новое здание с цехом по подготовке прибо­ров. В 2001 году туда перееха­ли все основные службы и подразделения.

Отделение профилеметрии — самое боль­шое, в нем трудятся 62 специ­алиста, в основном инженеры и техники. Сегодня в их рас­поряжении 26 профилемеров размером от 6 до 48 дюймов (от 159 до 1220 мм) и 3 прибора определения положения тру­бопровода (ОПТ), предназна­ченных для мониторинга изме­нения положения магистрали в процессе эксплуатации. Они были разработаны специально для ТС ВСТО, где возможны движения многолетне-мерзлых грунтов и необходимо отслеживать возникающие при этом перемещения трубы. От обыч­ных профилемеров дефекто­скопы ОПТ отличаются более точным навигационным бло­ком, погрешность работы ко­торого измеряется сантиметра­ми. Два таких прибора диамет­ром 48 дюймов до сих пор рабо­тают на ВСТО, дважды в год они проходят по всей магист­рали вплоть до Тихого океана.

Важным шагом вперед для профилеметристов стало нача­ло диагностики трубопроводов на стадии завершения стро­ительно-монтажных работ. Идея зародилась в 2001 году: было предложено проверять геометрические параметры трубы не после заполнения нефтью, когда устранить де­фект уже сложнее, а сразу пос­ле окончания строительства, в ходе гидроиспытаний. И здесь профилеметрия из вспомо­гательного превратилась во вполне самостоятельный вид диагностики, позволив классифицировать обнаруживае­мые дефекты и определять их размеры.

Боевое крещение нового способа состоялось на стро­ительстве Балтийской трубо­проводной системы (БТС). За ней последовали все крупней­шие стройки «Транснефти» за последнее десятилетие: БТС-2, ТС ВСТО-1 и 2, нефтепровод Заполярье — Пурпе. В этом году запланирована работа на строящемся нефтепроводе Куюмба — Тайшет.

С каждым годом объем работы у профилеметристов растет. В 2014-м, к примеру, они прошли более шестисот участков нефтепроводов общей протяженностью 34,6 тыс. км.

Работа со сторонними за­казчиками ставит перед профилеметристами новые тех­нические задачи, ведь не все трубопроводы готовы принять прибор. Бывало, что камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), ко­торые нефтяники использу­ют в основном для пропуска скребков, оказывались слиш­ком короткими для профилемеров. Проблему решило конструкторское бюро АО «Транснефть — Диаскан», разработавшее специальные кассеты, удлиняющие номи­нальную часть камеры.

Пропустить прибор и по­лучить результаты — полдела, надо еще расшифровать дан­ные. Этим занимается отдель­ное подразделение — обработки информации.

С появлением многоканальных профилемеров стало возможно оценить геометрические размеры таких дефектов, как вмятины, гоф­ры, косые стыки и углы пово­рота. Обработка информации значительно усложнилась.

В 2009г., когда данные многоканальных приборов стали заносить в ба­зу данных «Дефект» и резко возрос объем интерпретиру­емой информации, было соз­дано отделение обработки информации.

Сейчас здесь работают 17 че­ловек. 80% рабочего времени специалисты проводят в офисе, где расшифровывают при по­мощи специальной программы данные, а 20% — на трассе вместе с бригадой профилеметрии, диагностируя только что, построенные трубопроводы.

Еще одно подразделение филиала — участок по контро­лю подготовки нефтепровода к диагностике. Он за 20 лет претерпел немало изменений.

В 90-х участок занимался очисткой трубопроводов с по­мощью очистных устройств для последующей диагностики. Технологии совершенствовались, появлялись новые типы очистных устройств. В начале 2000-х все дочерние общества «Транснефти» освоили эту работу и стали выполнять ее сами. Филиалу оставалось толь­ко контролировать процесс.

- Общество готовит участок, а мы контролируем качество проведенной очистки, — рассказывает заместитель на­чальника филиала по диагнос­тике Юрий Микишкин. — Для этого пропускается контроль­ная пара — очистной прибор и устройство контроля качества очистки, которое представляет собой имитацию внутритрубного инспекционного прибора (ВИП), в частности, его хвосто­вая часть напоминает ультра­скан. Устройство снабжено имитаторами датчиков, по степени загрязнённости которых и определяют, готова ли труба к диагностике или нет.

Чистота трубы – вопрос не праздный, ведь парафинистые отложения на стенках могут загрязнить датчики, которые в этом случае недо­статочно корректно запишут информацию.

В филиале АО «Транснефть — Диаскан» работают 186 чело­век. Коллектив сложившийся, опытный — 25 специалистов трудятся в профилеметрии более десяти лет, но есть и молодежь.

Развитие Уфимского фи­лиала АО «Транснефть — Диаскан» идет сегодня в двух направлениях. Первое — это переход на дефектоскопы с со­временными навигационными системами, которые позволят определять величину упругого изгиба трубопровода и учитывать ее при расчете дефектов на прочность и долговечность. Второе — освоение усовер­шенствованного программного обеспечения, в частности, переход на использование программы, позволяющей об­работать и совместить данные всех типов диагностических приборов.          

В последние два года отечест­венная диагностика шагнула за пределы страны. Причем речь идет не только о ближайших соседях — Белоруссии, Украи­не, Казахстане, но и о таких странах, как Чехия, Словакия и Мексика.

Выход на внешний рынок да­ет возможность российским спе­циалистам познакомиться с ми­ровым опытом и посоревновать­ся с лучшими производителями.

 Каждый зарубежный про­ект приносит нам новые знания, которые мы используем в том числе и для диагностики трубо­проводов АК «Транснефть», — подытоживает начальник Уфим­ского филиала.

 

Михаил Калмацкий, «Трубопроводный транспорт нефти», №04,2015г

 

13.«К санкциям мы подготовились заранее»

 

Сегодня с помощью СОУиКА (инновационная система) реализуются два способа контроля состояния нефтепровода: виброакустический мониторинг и мониторинг температурного поля объекта. В стадии разработки находится мониторинг ме­стоположения протяженного объекта в пространстве. При этом — что очень важно — си­стему можно рассматривать не просто как механизм защиты нефтепровода от посягательств и предотвращения утечек, но и как универсальный контроль­но-измерительный комплекс, который последовательно наделяется все новыми функциями и возможностями.

Кстати, СОУиКА — это название продукта примени­тельно к трубопроводной си­стеме. Но есть у него и другое «имя» — более общее: система мониторинга протяженных объектов (СМПО).

Еще одна раз­работка — детектор метана, способный улавливать даже несколько молекул этого газа в воздухе. Система, оснащенная таким датчиком, может приме­няться в угольной промышлен­ности для контроля загазован­ности шахт.

С 2012 года, улучшая качество нашего про­дукта, мы стали закупать в США более совершенные с точки зрения применения в нашей системе высоко­когерентные лазеры. Лазер — для нашей системы важнейший компонент. И вот в октябре прошлого года американский производитель отказался продавать их в Россию.

 Еще в начале прошлого года, когда международная ситуация стала усложняться, мы стали прорабатывать другие варианты. Так что еще до того, как американцы отказались от поставок лазеров в Россию, мы уже наш­ли альтернативного производителя. При этом качество продукта ничуть не уступало американскому. Очень важно то, что мы договорились не только о поставках, но и о передаче нам технологий производства. И сейчас мы пытаемся организовать производство высококоге­рентных лазеров, необходимых для нашей системы, в России.

СОУиКА не только отвечает, но и превосходит по технологическим параметрам требования международного рынка. Наш про­дукт — комплексный. Не все, даже ведущие, западные компании предлагают потребителям волоконно-оптиче­ские системы мониторинга собственного производства, основанные на распределенных датчиках акустики и изменении температуры. А мы это делаем, и с успехом. СОУиКА «ОМЕГА» — стопроцентно российский про­дукт, инновационное решение, полноценно замещаю­щее импортные изделия того же профиля.

Перспективы использования волоконно-оптических датчиков определяются их неоспоримыми технологиче­скими преимуществами. Это относительно несложная установка кабеля-датчика, комплексная функциональ­ность, скрытность, возможность ведения мониторинга в режиме онлайн, полная пожарная и электробезопас­ность на трассе трубопровода. Так что не будет большим преувеличением сказать, что у волоконно-оптических систем мониторинга — в частности у нашей СМПО «ОМЕГА» — перспективное и многообразное будущее.

Сегодня ЗАО «ОМЕГА» создает уникальный отече­ственный продукт, который по многим параметрам превос­ходит зарубежные аналоги.

Так что в области производства систем мониторинга протя­женных объектов, основанных на применении оптоволокна в роли датчика, поставленная руководством России задача импортозамещения уже прак­тически решена.

 

Дмитрий Плешков, директор ЗАО «Омега», Вадим Оноприюк,

 «Трубопроводный транспорт нефти», №04,2015г.

 

 

14.Налоги от разработки Приразломного составят  40 млрд. рублей в год

Россия каждый год будет получать порядка 40 млрд. рублей налогов от разработки Приразломного место­рождения. Об этом заявил первый заместитель генерального директо­ра «Газпром нефти» Вадим Яковлев на встрече с журналистами. К разра­ботке Приразломного, расположен­ного на арктическом шельфе, впер­вые в России применен специальный налоговый режим для шельфовых проектов. За весь срок жизни место­рождения государство получит около 650 млрд. рублей. По словам Яковле­ва, даже при цене на нефть $50-60/ барр эксплуатация Приразломного будет рентабельной.

Ранее министр энергетики Алек­сандр Новак отмечал, что в 2015 году добыча на Приразломном долж­на будет вырасти в два раза, до 600 тыс. т нефти в год.

Приразломное нефтяное место­рождение расположено в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти составляют порядка 70 млн. т. Добыча в рамках опытно­промышленной эксплуатации нача­та в декабре 2013 года и ведется со стационарной платформы. Опера­тором и недропользователем про­екта является ООО «Газпром нефть шельф».

 

«Oil&GasJournalRussia», №04, 2015г.

 

15.РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина - 85 лет!

История создания знаменитого сегодня на весь мир Российского государственного университета нефти и газа им, И.М. Губкина начиналась в далеком 1918 г. с Декрета Совета народных комиссаров об образовании Московской горной академии (МГА). А через два года в ее стенах по инициативе И.М.Губкина была создана кафедра нефтяного дела, которая в 1930 г. была преобразована в Московский нефтяной институт, получивший имя основателя еще при его жизни.

С 1930г. Губкинский университет подготовил 90 тыс. дипломированных специалистов, докторов и кандидатов наук. Сегодня в Губкинском университете учатся представители всех 83 регионов России, а также 65 стран мира. Каждый девятый студент - иностранный.

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина проводит международные магистерские программы совместно с ведущими зарубеж­ными университетами: Норвегии, Франции, Швеции, Кана­ды, Германии, Украины, Великобритании и США. За время работы совместных международных магистерских программ подготовлено более 200 магистров, получивших два ди­плома - диплом вуза-партнера и диплом государственного образца. Участники программ - студенты из России, Фран­ции, Бельгии, Польши, Норвегии, Туркменистана, Украины, Азербайджана, Казахстана.

Многие выпускники университета стали выдающимися дея­телями нефтегазовой отрасли страны. Сотрудники вуза - это не только талантливые преподаватели, дающие знания будущим специалистам, которые в дальнейшем займут руководящие позиции в ключевой отрасли страны. Многие великие ученые, удостоенные высочайших наград за свои внедренные и принесшие практическую пользу научные разработки, трудились и трудятся в стенах Национального исследовательского университета (НИУ) им. И.М.Губкина. Сегодня одним из важнейших направлений в университете является инновационная деятельность, т. е. получение науч­ных результатов, инновационных продуктов, поставляемыхна рынок. Таким образом, технологический прогресс в нефтяной и газовой отраслях - это в тоже время результат работы РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и его ученых. В университете продолжают работать и развиваться многие научные школы, которые, без сомнения, яв­ляются национальным достоянием страны.

По мнению ректора РГУ им. И.М.Губкина профессора В.Г.Мартынова, отличительная особенность российской высшей школы - «высокая развитость отраслевого профессио­нального образования. Оптимальное сочетание универсализации и специализации (класси­ческие университеты, политехнические и отраслевые вузы) дало отечественной высшей школе неоспоримые преимущества. В их ряду достойное место занимает наш университет, в котором сейчас трудно узнать Московский нефтяной институт им. И.М.Губкина. Много воды утекло с той поры. С прежних времен неоднократно менялись названия вуза. И се­годня он стал Российским государственным университетом нефти и газа им. И.М.Губкина.

Имена более 300 выдающихся выпускни­ков разных лет можно встретить не только на страницах энциклопедий, учебников, монографий, книг и научных статей, но и в названиях городов, улиц, месторождений, вузов и техникумов, химических элементов, легендарных скважин и кораблей. Это дань вечной памяти и глубокой благодарности народа своим выдающимся сыновьям и до­черям. Вот некоторые из них: И.М.Губкин, А.А.Блохин, С.Г.Белкина, В.Д.Бованенко, В.Н.Виноградов, Ф.Г.Гурари, А.Я.Кремс, С.И.Кувыкин, А.Г.Маргулов, С.С.Наметкин, Л.А.Рябинкин, Э.И.Тагиев, Ф.А.Требин, А.В.Топчиев, Г.Н.Флёров, В.Д.Шашин, С.И.Юдин и др.

Президент РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессор А.И.Владимиров, возглавлявший его 16 лет, считает, что портретная галерея Губкинского университета - это портретная галерея всей нефтяной и газовой промыш­ленности.

Многие выпускники РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина успешно сделали карье­ру в крупнейших российских и зарубежных компаниях нефтегазового профиля, занимая посты директоров, вице-президентов, руко­водителей департаментов и управлений таких компаний, как ОАО «Газпром», ОАО «НК «Рос­нефть», Halliburton, Schlumberger, а также далеко продвинулись в государственной службе, например Министерство природных ресурсов и экологии России возглавляет Сергей Донской - выпускник Губкинского университета 1992 г. А выпускник 1983 г. Наиль Маганов недавно возглавил ОАО «Татнефть» им. В.Д.Шашина - одну из самых инноваци­онных нефтяных компаний России.

Валентин Шашин закончил вуз в 1943 г., был успешным государственным деятелем, ми­нистром нефтяной промышленности СССР в 1965-1977 гг.        ‘

Преподаватели и студенты МНИ им. И.М.Губ­кина участвовали в важнейших открытиях - нефть в Чусовских городках (1929 г.), возле Ишимбая (1932 г.) и др. Аспирант В.М.Сенюков открыл нефть в древнейших осадочных породах кембрия в Якутии (1940 г. - Государственная премия).

В тяжелые годы Великой Отечественной войны Губкинский вуз не прекращал своей деятельности. За военные годы в стенах МНИ им. И.М.Губкина было подготовлено около 1000 специалистов различных профессий. Работа коллектива нефтяного вуза была высоко оценена. За успешное выполнение правительственных заданий по подготовке инженерно-технических кадров и к 15-летию вуза Указом Президиума Верховного Совета СССР от 26 мая 1945 г. МНИ им. И.М.Губкина был награжден орденом Трудового Крас­ного Знамени. Орденами и медалями были отмечены 42 профессора, преподавателя и сотрудника вуза.

Сегодня Российский государственный универ­ситет нефти и газа им. И.М.Губкина - совре­менный инновационный вуз, один из флагманов высшего технического образования России, получивший в 2010 г. статус «Национальный исследовательский университет» (НИУ). Обучение в Губкинском университете - «звезд­ный старт» для талантливых, амбициозных и трудолюбивых студентов. У каждого есть шанс, что его именем назовут звезду. Ведь «если звезды зажигают, значит, это кому-ни­будь нужно».

 

Материал подготовил А.Г.Смирнов,

«Газовая промышленность», №04, 2015г.

 

 

 

 

16.«Транснефть» в Пекине

 

Международная специ­ализированная выс­тавка нефтегазовой промышленности CIPPE— крупнейшая в Азии. В ней при­няли участие около 1,2 тыс. компаний из 45 стран мира, в том числе Канады, Китая, Великобритании, Франции, Германии, Норвегии и России. Были представлены выставоч­ные стенды таких крупных компаний, как «Газпром», Sinopec, Siemens, Honeywell, Eaton, Sandvik, Jotun, Wartsila, Samsung, и другие.

Экспозиция ОАО «АК «Транс­нефть» вызвала большой инте­рес у посетителей выставки и специалистов. Особое внима­ние было проявлено к инвести­ционным проектам компании: строительству трубопроводной системы Заполярье — Пурпе — Самотлор, магистрального не­фтепровода Куюмба — Тайшет, расширению ТС ВСТО, увели­чению пропускной способнос­ти нефтепровода Сковородино — Мохэ.

Внимание специалистов нефтегазовой отрасли привлекли образцы оборудования, представленные АО «Транс­нефть — Диаскан» (внутритрубные ультразвуковые и ком­бинированные дефектоскопы).

Выставку CIPPE2015 посе­тили вице-президенты ОАО «АК «Транснефть» Михаил Маргелов и Сергей Андронов, совершавшие рабочую поезд­ку в Пекин. Кроме того, Михаил Мар­гелов принял участие в работе Российско-китайского энерге­тического форума, где представил презентацию о перспективах развития мощностей неф­тепровода ВСТО-2. Вице-пре­зидент компании проинфор­мировал участников форума о        ходе реализации проекта по расширению нефтепровода Сковородино — Мохэ.

В рамках визита Михаил Маргелов и Сергей Андронов провели рабочую встречу с вице-президентом Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК) Ван Дунцзинем. На ней обсуждался ход реализации Соглашения между Правительствами Российской Федерации и Китайской Народ­ной Республики о расширении сотрудничества в сфере торгов­ли сырой нефтью от 22 марта 2013 года в части, касающейся развития трубопроводной инфраструктуры двух стран.

В ходе беседы затрагивались особенности текущего этапа выполняемых работ.

Стороны обсудили деятель­ность ОАО «АК «Транснефть» и КННК по обеспечению испол­нения межправительственных договоренностей об увеличении ежегодных поставок нефти по нефтепроводу Сковородино — Мохэ в 2015 — 2017 годах. Рас­сматривались вопросы синхро­низации и координации совмест­ных действий по оптимизации операционных и эксплуатаци­онных затрат на расширение нефтепровода Сковородино — Мохэ в целях безусловного обеспечения транспортировки 30 млн. т сырья в год начиная с 2018 года. Кроме того, участни­ки встречи обсудили характер изменений доли российского сырья в структуре нефтяного импорта Китая по итогам завер­шения реализуемых ОАО «АК «Транснефть» и КННК инве­стиционных проектов, а также перспективы развития сотруд­ничества между компаниями.

 

Материал предоставлен департаментом внешнеэкономических

отношений и пресс-службой ОАО «АК «Транснефть», ТНН №04,2015г.

 

 

 

 

 

17.Стандарт организации

 

Госэкспертиза запрещает полиэтилен высокого давления?

 

 

«Полимергаз», №01, 2015г.

 

18.Московские нефтегазовые конференции