Эксперт. Газ и Нефть №3 2011 / Expert. Gas & Oil #3/2011

Общенациональный отраслевой журнал №3 2011

Штокман объявил тендеры стр. 16

Новая форма биржевых торгов стр. 34

Новый проект «ЧТПЗ» стр. 8

Газовая теорема Язева стр. 12

«ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – ТОПЛИВО XXI ВЕКА»

МЕДИАРАМА

http://www.mioge.ru

http://www.honeywell.ru

содержание

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОРЭдуард ЧумаковГЛАВА НАБЛЮДАТЕЛЬНОГО СОВЕТАВалерий ЯзевСОВЕТНИК ГЕНЕРАЛЬНОГО ДИРЕКТОРАЛюдмила ЕгоркинаРУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТААлександр ШирокихВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОРМария ВинниковаЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРАЕкатерина Брызгалова

ОБОЗРЕВАТЕЛЬЗинаида СацкаяКОРРЕСПОНДЕНТЫВиктория Архипова Валерия ЛапинаДмитрий МаляновСветлана ФегинаЛюдмила ЯгуткинаФОТО НА ОБЛОЖКЕNord StreamКОРРЕКТОРМаргарита СоколоваВЕРСТКАМаксим ГончаровХУДОЖНИКСофья Евстигнеева

КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБААлександр ЛевинСветлана ПетроваАлексей Ярыгин (руководитель)СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯСветлана Мироненко[email protected]Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-44920.Учредитель: «Медиарама.ру».Издатель: «В2В-группа «Эксперт-Медиарама».Редакция журнала не несет ответственности за достоверность сведений в рекламе, плат-ных объявлениях и статьях, опубликованных под грифом «на правах рекламы».

Перепечатка материалов только с разреше-ния редакции.Ссылка на журнал обязательна.Подписной индекс по каталогу «Роспечать» – №47336 (на полугодие).Подписка через интернет: www.mediarama.ruАДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в.Тел.: (495) 989-6657.E-mail: [email protected].© «Эксперт. Газ и Нефть».Цена свободная. Тираж – 5 000 экземпляров.Подписано в печать 10.06.2010.Отпечатано в типографии «Домино Print New».

РЕДАКЦИЯ

6 ДНИ РОЖДЕНИЯ

ПЕРСОНА НОМЕРА 8 «ЧТПЗ»: люди в белом

Интервью с директором по управлению проектом «Высота 239» Челябинского трубопрокатного завода Валентином Тазетдиновым

ДОБЫЧА12 Великая газовая теорема

«Газ будет востребован в XXI веке, и его запасов хватит на всех»

15 НОВОСТИ

16 Штокман ищет подрядчиков

В декабре 2011 года «Штокман Девелопмент АГ» должен одобрить технические и финансово-экономические решения первой фазы проекта

ИННОВАЦИИ18 Япония и Ливия дали шанс экономике России

Инвестиции в инновации нефтегазового сектора

БУРЕНИЕ20 Потери давления на движение газа и способы их уменьшения

Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам

22 3М расширяет производство для нефтегазового сектора в России

Универсальный выбор микросфер для нефтегазовой промышленности от компании 3М

ПЕРЕРАБОТКА26 7 млрд тонн нефти из воздуха

«Ренфорс – НТ» приступила к серийному производству установок GTL по переработке газа в жидкие углеводороды

ТРАНСПОРТИРОВКА30 55 млрд кубометров газа в год

Уже в конце текущего года множество европейских потребителей смогут получить первый газ из России по «Северному потоку»

ТОРГИ34 В России появилась новая форма биржевых торгов – редукцион

«АЕ Трейд Холдинг» реализует новый для российской биржи тип торгов

БЕЗОПАСНОСТЬ36 Риск под контролем

«Системы безопасности в соответствии с требованиями SIL и Ex

38 Оптоволокно против криминала, утечек и смещений

«Системы безопасности в соответствии с требованиями SIL и Ex

АВТОМАТИЗАЦИЯ40 Будущее нефтехранилищ

Конкурентные преимущества за счет автоматизации нефтехранилищ

43 НОВОСТИ

ЭКОЛОГИЯ44 Швейцарские инновации в России

Интервью с президентом компании Man Oil Group Генадием Маном

12

30

Фото –

Александр Широких

Фот

о –

Nor

d St

ream

http://www.pcvexpo.ru

6 ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011 www.mediarama.ru

дни рождения / новости

Июнь2

Сергей МИХАЙ-ЛЕНКО, генераль-ный директор компании «Газ-пром добыча Астрахань»

4 Виктор ИЛЮ-ШИН, начальник департамента по работе с органа-ми власти РФ компании «Газ-пром»

Александр ШУ-РАЙЦ, генераль-ный директор Го-ловного НИИиПИ РФ по проблемам газификации «Ги-прониигаз»

Георгий ФОКИН, генеральный ди-ректор компании «Газпром транс-газ Санкт-Петербург»

7Ильгиз ДАВЛЕТОВ, управляющий директор компании «Татнефтедо-быча»8 Сергей БЕЛОБОРОДОВ, генераль-ный директор корпорации «Газ-энергопром»11

Сергей ПАШИН, генеральный ди-ректор компании «Газпром транс-газ Уфа»

Александр ШЕВЦОВ, гене-ральный директор финансово-промышленной компании «Космос-нефть-газ»

12 Александр ЖА-ГРИН, вице-президент по до-быче нефти и геологии НГК «Славнефть»

14 Валерий ГОЛУ-БЕВ, заместитель п р е д с е д а т е л я правления компа-нии «Газпром», вице-президент Российского газо-вого общества

Владимир БОБКОВ, генеральный директор компании «Тверьреги-онгаз»15

Игорь КЛИМОВ, генеральный ди-ректор компании «Томскнефтехим»

19 Виталий БАРА-НОВ, заместитель генерального ди-ректора компа-нии «Газпром нефть» по орга-низационным во-просамВладимир МАЗУР, п р е д с е д а т е л ь правления – гене-ральный директор компании «Зап-сибгазпром»

20 Игорь ИВАНОВ, генеральный ди-ректор компании «Газпром транс-газ Сургут»

23Александр МЕЛИНГ, генераль-ный директор «Омского НПЗ»25Владимир СВАЙКИН, вице-президент по добыче нефти и газа НК «РуссНефть»

Александр МАН-ДЕЛЬ, генераль-ный директор компании «Газ-пром добыча шельф»

26Павел ОДЕРОВ, начальник депар-тамента внешне-экономической деятельности ком-пании «Газпром»

27Вячеслав ПЕРЕВЕРТАЙЛО, ге-неральный директор компании «Газпромэнергосервис»

Июль3Станислав ТАСЛИЦКИЙ, вице-президент по капитальному стро-ительству НК «РуссНефть»4

Сергей НЕСТЕ-РЕНКО, генераль-ный директор компании «РН-Северная нефть»

5 Борис КОРОЛЕВ, генеральный директор «Синтезморнефтегаза»8 Петр АВТАЕВ, генеральный ди-ректор «Мордоврегионгаза»Иван ВОЛОШИН, генеральный директор компании «Северо-Кавказский транснефтепродукт»12Владимир НИЦУЛЕНКО, гене-ральный директор Марийского нефтеперегонного завода

Денис ФЕДОРОВ, генеральный ди-ректор компании «Газпром энерго-холдинг»

17 Сергей БАХИР, старший вице-президент по добыче и геологии НК «РуссНефть»Ришат ГАЛИЕВ, генеральный ди-ректор компании «Арктикнефте-газстрой»21

Гасан НАБИЕВ, генеральный ди-ректор компании «Газпром транс-газ Волгоград»

22 Александр ЮДИН, президент Мо-сковского форума нефтегазопро-мышленников23

Валерий ШЕМЕ-НЕВ, генераль-ный директор компании «Газ-пром межрегион-газ Псков»

25Сергей КУДРЯ-ШОВ, замести-тель министра энергетики РФ

28Наиль МАГАНОВ, член правления – первый заместитель генерально-го директора – начальник управле-ния по реализации нефти и нефте-продуктов компании «Татнефть»31 Юрий БОГАТЕНКОВ, генеральный директор компании «Сибнефте-провод»

«Роснефть» начала строительство на Лебединском участке20 мая 2011 года на Лебединском лицензионном

участке на северо-восточном шельфе острова Саха-

лин начато строительство поисковой скважины «Ле-

бединская № 1». Ее протяженность составит 4500 м.

До октября текущего года на участке планируется

пробурить первую наклонно направленную скважину

с береговой буровой площадки и провести на ней

комплекс геолого-геофизических исследований.

После завершения данного этапа работ в октябре

начнется строительство второй поисково-оценочной

скважины «Лебединская № 2».

Бурение ведется с помощью российской буровой

установки «Уралмаш-3Д-76», укомплектованной

современным оборудованием для бурения скважин

с большим отходом от вертикали. Буровые работы

выполняет сервисная компания «Роснефти» – «РН-

Бурение». Услуги снабжения, транспорта, связи осу-

ществляют российские компании, работающие на

Сахалине.

Лицензию на геологическое изучение с целью поис-

ка и оценки месторождений углеводородного сырья

на участке Лебединский НК «Роснефть» получила

в 2007 году. С 2009 года управление работами по

проекту осуществляется специализированной до-

черней компанией «РН-Шельф-Дальний Восток».

За последние два года на Лебединском участке

был выполнен значительный объем работ: собрана

и проанализирована геолого-геофизическая инфор-

мация, сейсморазведка 3D в объеме 70 км2, раз-

работана концепция обустройства участка, проведе-

ны экологические исследования, предусмотренные

лицензией.

http://www.enercon-ng.ru/

персона номера

«ЧТПЗ»: люди в беломИнтервью с директором по управлению проектом «Высота 239» Челябинского трубопрокатного завода Валентином ТазетдиновымСветлана Фегина

В июле 2010 года Челябинский трубопрокатный завод («ЧТПЗ»)

ввел в строй новый цех по про-

изводству одношовных труб

большого диаметра – «Высота

239». Это событие, реализован-

ное при господдержке, стало

крупнейшим в российской ме-

таллургической отрасли 2010

года. С запуском цеха «Высота

239» появился термин «белая

металлургия».

- Как вообще возникла идея

построить такой цех?

Требования рынка! Се-

годня компаниям топливно-

энергетического комплекса

нужна высоконадежная труба.

Мы построили цех несколько

позднее наших конкурентов,

но в этом есть свое преимуще-

ство. Мы тщатель-

но изучили весь

мировой опыт

организации по-

добного производства и пошли

значительно дальше, предусмо-

трев в цехе решения, которые

позволят нам соответствовать

любым, в том числе перспектив-

ным, требованиям рынка еще

как минимум три десятилетия.

«Высота 239» – самый совре-

менный в России и, без всяких

сомнений, в мире производитель

одношовных труб диаметром от

508 до 1420 мм с толщиной стен-

ки до 48 мм, классом прочности

до Х100, с наружным и внутрен-

ним покрытием. Наша продукция

соответствует возрастающим

технологиям, требующимся в

условиях усложнения добычи и

транспортировки нефти и газа.

- А что это за чудо такое – «бе-

лая металлургия» «ЧТПЗ»?

«Белая металлургия» «ЧТПЗ»

– это отмытая дочиста черная ме-

таллургия. А если серьезно, то

это принципиально новая фило-

софия труда, олицетворяющая

суперсовременное, инноваци-

онное производство. Наше про-

изводство экологически чисто и

автоматизировано до такой сте-

пени, что люди здесь трудятся

в белой спецодежде, управляя

машинами. Благодаря исполь-

зованию новейших технологий,

наша «белая металлургия» раз-

рушает один из наиболее устой-

чивых в прошлом стереотипов

о том, что работа с металлом

никак не может ассоциировать-

ся с чистой одеждой и белым

цветом, традиционно относится

к «черным», грязным производ-

ствам. Подчеркну, что главное

достояние цеха – не машины, а

люди. Можно приобрести и

установить самое современное

оборудование, но без знающих

специалистов оно мертво и бес-

полезно. Потому наши работни-

ки постоянно учатся. В том числе

отправляясь за опытом в США,

Германию и Китай.

- Где вы нашли такие умные

кадры? Сколько человек задей-

ствовано в производственном

процессе?

Мы сделали ставку на моло-

дежь. Большинство в цехе – это

вчерашние выпускники вузов

и техникумов, 70% – с высшим

образованием. Целеустрем-

ленные, легко обучаемые, от-

ветственные, нацеленные на

результат – каждый работник

цеха прошел многоуровневое

тестирование, на ряд специаль-

ностей к нам конкурс достигал

30 человек на место. Учитывая,

что в цехе установлено очень

сложное оборудование, ребята

очень быстро приобрели все не-

обходимые навыки для работы

на нем. Сейчас цех работает на

полную мощность, отгружая по

50–60 тысяч тонн ТБД ежемесяч-

но. Коллектив цеха насчитывает

1000 человек, работаем в четы-

ре смены.

- Как мотивируете персонал

на результат? Какие требования

предъявляете?

Они уже хорошо мотивиро-

ваны тем, что попали на «Вы-

соту 239», прошли конкурсный

отбор. В цехе действует запрет

на курение, у нас вообще не

предусмотрены курилки. Каж-

дый сотрудник в начале смены

проходит алкотест. С наруши-

телями стандартов корпоратив-

ной культуры мы бескомпро-

миссно расстаемся, но таких в

цехе единицы. У нас внедрены

стандарты бережливого про-

изводства, действует строгая

дисциплина. Каждый, помимо

четкого выполнения прямого

функционала, должен соблю-

дать чистоту на рабочем месте.

Но быть «белым металлургом»

– это почетно, наша молодежь

это ценит, гордится. Достойная

заработная плата, современное

производство и комфортные

условия труда, хорошие возмож-

ности для профессионального

роста и карьеры, внушительный

соцпакет, дружный коллектив, а

в ближайшей перспективе – еще

и собственное корпоративное

жилье – все это делает работу

на «ЧТПЗ» привлекательной для

молодежи. И это – здорово.

- Продукция цеха прошла всю

необходимую сертификацию?

Конечно. Мы выпускаем тру-

бы, сертифицированные в соот-

ветствии со всеми стандартами

наших ключевых клиентов – ком-

паний «Газпром» и

«ЧТПЗ» является одной из ведущих промышленных групп металлургического комплекса России. По итогам 2010 г. доля компании в совокупных отгрузках российских производителей составила 16,3%. «ЧТПЗ» объединяет предприятия и компании черной металлургии – Челябинский трубопрокатный завод, Первоу-ральский новотрубный завод, компанию по заготовке и переработке металлоло-ма «Мета», металлоторговое подразделение ЗТД «Уралтрубосталь» и нефтесер-висный дивизион, представленный компанией «Римера».


Все

фот

о –

«ЧТ

ПЗ»

Валентин Тазетдинов родился 22 ноября 1959 г. в Вол-гограде. В 1982 г. окончил Московский институт стали и сплавов, специальность – «инженер-металлург». В 1985–1988 гг. учился в аспирантуре МИСиС, кандидат техниче-ских наук. Опыт работы: Волгоградский металлургический завод «Красный Октябрь» – подручный сталевар; Волж-ский трубопрокатный завод; компания «Юкос-Сервис»; Трубная металлургическая компания («ТМК»). С 2002 г. работает в компании «ЧТПЗ» на должностях технического директора, исполнительного директора, директора по тех-нологии и нормативам, директора по качеству, директора по качеству и технологиям. С апреля 2010 г. – директор по управлению проектом «Высота 239».

www.mediarama.ru ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011 9


персона номера

«Транснефть». Продукция «Вы-

соты 239» успешно прошла ис-

пытания и может быть использо-

вана во всех сухопутных проектах

«Газпрома». Система качества

интегрирована с системой каче-

ства завода, вследствие чего про-

дукция, изготавливаемая в цехе,

может производиться в соответ-

ствии с международным стандар-

том API. В настоящее время мы

прошли также полигонные испы-

тания для участия в проектах «Газ-

прома» – «Бованенково – Ухта»

(трубы с рабочим давлением до

120 атмосфер). Отдельно следу-

ет сказать, что мы единственная

российская компания, подавшая

заявку на участие в уникальном

проекте «Южный поток» с пред-

ложением изготавливать трубы из

металла отечественного произво-

дителя – Магнитогорского метал−лургического комбината. Наши

трубы могут использоваться при

прокладке трубопроводов через

местность с вечной мерзлотой,

в сейсмоопасных зонах, по дну

морей. Это важно, учитывая, что

значительная часть газа добы-

вается за полярным кругом и на

морских шельфах. На 2011–2013

гг. запланирована поставка труб

производства цеха «Высота 239»

для таких проектов, как «Север-

ный поток» (сухопутная часть),

«Бейнеу – Шымкент» (Казах-

стан), «Ухта – Торжок», «Уренгой

– Центр» (первая и вторая очере-

ди), «Южный поток».

- Кто выступил поставщиком

оборудования?

Трубы в цехе производятся

на технологической линии, в ко-

торой установлено два пресса

шаговой формовки длиной 18 м

и 12 м, способные производить

трубы с толщиной стенки до

48 мм. После формовки до за-

данных параметров трубы дора-

батываются на участках сварки,

Трубы в цехе производятся на технологической линии, в которой установлено два пресса шаговой формовки длиной 18 м и 12 м,

способные производить трубы с толщиной стенки до 48 мм

В июле 2010 года Челябинский трубопрокатный завод ввел в строй цех «Высота 239» по производству одношовных труб большого диаметра


отделки, внутреннего и наруж-

ного антикоррозионных покры-

тий. Основу цеха составляют

агрегаты от германской фирмы

SMS Meer. Часть систем поста-

вили предприятия Череповца

и Санкт-Петербурга, мы взяли

только то, что соответствует луч-

шему мировому уровню.

Превращение стального листа

в трубу, например, происходит

без участия подъемных кранов. В

результате технологический по-

ток не сдерживается крановыми

операциями, характерными для

традиционного производства.

Предусмотрена также предвари-

тельная очистка стального листа

от загрязнений и окалины. Кстати,

эта операция у нас, на «Высоте

239», была проведена впервые в

мировой практике изготовления

труб большого диаметра. Металл

для трубы, как и само изделие,

многократно испытывается на

прочность и подвергается контро-

лю. Для борьбы с коррозией (раз-

рушение от внешних воздействий)

трубу облачают в трехслойное по-

крытие на основе полиэтилена.

- Это на участках антикорро-

зионного покрытия?

Да, мы покрываем трубу сна-

ружи и изнутри: газ, перемеща-

ясь по гладкой внутренней по-

верхности, испытывает меньшее

сопротивление, значит, сни-

жаются затраты на его транс-

портировку. Наши трубы с вну-

тренним покрытием, например,

отправлены на остров Русский.

Из них делают водовод – вклад

в подготовку саммита лидеров

государств Азиатского и Тихоо-

кеанского региона. В апреле

текущего года мы начали делать

трубу цветной и полосатой. Это-

го, кроме нас, не делает никто в

мире, все трубники производят

ТБД черного цвета. На рынке

про наш цех все знают, так что

теперь, выделяя свои трубы, мы

еще раз подтверждаем свою от-

ветственность за их качество.

- Когда возникла идея делать

брендированную трубу?

Идея возникла еще на стадии

строительства. Для нанесения

спиралевидной цветной полосы

на участке антикоррозионного

покрытия установили специаль-

ный экструдер.

- Это технологически сложно?

Нет. Технология нанесения

цветной полосы точно такая же,

что применяется при нанесении

наружного антикоррозионного по-

крытия: в экструдере расплавля-

ется полиэтилен, который затем

наносится тонким слоем в виде

пленки на поверхность готового по-

крытия. Только нами, помимо при-

вычного черного полиэтилена, ис-

пользуется еще и цветной. Первую

партию – 5 тысяч тонн «полосати-

ков» – отгрузили «Газпрому». Пла-

нируем освоить выпуск ТБД с жел-

той, оранжевой и синей полосой, в

зависимости от рабочего давления

газопровода. На итоговую стои-

мость, кстати, цвет не влияет.

- Кто ваш основной поставщик

металла?

Основным поставщиком ме-

талла для нового цеха выступает

Магнитогорский металлургиче-

ский комбинат (продукция «Ста-

на-5000»), а также японские,

корейские, немецкие произво-

дители.

Продукция предприятия «Высота 239» – одношовные трубы ди-аметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки до 48 мм, клас-сом прочности до Х100, с наружным и внутренним покрытием

После формовки до заданных параметров трубы дорабатываются на участках сварки, отделки, внутреннего и наружного антикоррозионных покрытий


добыча

Великая газовая теорема«Газ будет востребован в XXI веке, и его запасов хватит на всех»Валерий Язев, президент Российского газового общества, заместитель председателя ГД ФС РФ

Сегодня популярна формула «Природный

газ – топливо XXI века». Но пока она выражает

не всеобщий закон, а только теорему. Из круп-

ных мировых потребителей энергии эту теоре-

му доказала лишь Россия. В настоящее время

газ в России – это 50% первичной энергии и

70% электроэнергии. Причем газ потребляет-

ся в основном в европейской части страны.

США и ЕвропаА что в мире? В первой трети XXI века в

мире быстрее всего будет расти потребле-

ние каменного угля. Доля угля в электроге-

нерации даже к 2035 году не опустится ниже

40%, а доля природного газа не поднимется

выше 20%.

В США 51% электроэнергии вырабаты-

вают угольные электростанции. Эта страна

обладает всеми необходимыми энергоре-

сурсами, включая источники возобновляе-

мой энергии. Но и к 2035 году она останется

угольной – ее доля уменьшится только на

четыре процентных пункта. Какие мы видим

тенденции в строительстве новых энергети-

ческих мощностей? В США в период с 2010

по 2015 годы ожидается пик ввода электро-

генерирующих мощностей на возобновляе-

мой энергии. Но с 2015 года до 2035 года

их дальнейший прирост будет очень незна-

чительным. Прирост мощностей газовой

энергетики, напротив, будет внушительным

и будет возрастать каждые пять лет. В США

полагают, что потенциал возобновляемой

энергии будет выбран очень быстро и по-

зволит обеспечить 14% электрогенерации

(а без гидроэнергетики – около 8%). Кстати,

примерно такую цифру я обычно называю

в своих прогнозах. На горизонте 2050 года,

согласно прогнозам США, в электроэнерге-

тике делают выбор в пользу газа. Но к 2035

году газ обеспечит лишь 25% электрогене-

рации. В среднесрочной перспективе наи-

больший прирост потребления физического

объема газа будет в промышленном секто-

ре, а самый быстрый процентный рост отно-

сительно 2008 года (в пять раз) – на транс-

порте.

Евросоюз ориентируется на вовлечение

возобновляемых источников энергии и на

повышение энергетической эффектив-

ности. К 2035 году планируется довести

долю возобновляемых источников энергии

в электроэнергетике до 40%. На втором

месте будет газ. Уголь, который сегодня в

электроэнергетике Евросоюза играет ве-

дущую роль, потеснится и уступит свое ме-

сто возобновляемой, газовой и, вероятно,

атомной энергетике. Но не исключено, что

реальные изменения структуры электроге-

нерации Евросоюза будут напоминать аме-

риканский сценарий – роль возобновляе-

мых источников энергии окажется меньше

ожидаемой, а природного газа и атомной

энергии потребуется больше. Также оче-

видно расширение использования сжатого

и сжиженного газа на транспорте. Возмож-

ности для сотрудничества в этом секторе

очень велики.

Таким образом, сегодня доказанной мож-

но считать только часть теоремы, которую

можно сформулировать так: «Газ – это то-

пливо первой половины XXI века для Евро-

пы». Имею в виду Европу как часть света,

ведь Евросоюз занимает всего 40% ее тер-

ритории. Но для нас почти очевидно, что и на

вторую половину XXI века газа хватит, при-

чем не только Европе, но и остальному миру.

Из этой теоремы и прогнозов развития

энергетики мы можем сделать два важных

вывода: первый – серьезные структурные

изменения в энергетике больших мощно-

стей происходят крайне медленно, поэтому

энергетические стратегии должны разра-

батываться и координироваться на между-

народном уровне в расчете на 40–50 лет;

второй вывод – Россия и Европейский союз

должны более плотно и эффективно сотруд-

ничать в газовой энергетике – от добычи до

использования природного газа. Для этого

мы должны увидеть энергетику будущего

глазами граждан большой Европы, которые

будут ее населять после 2030 года, и понять

свои задачи и роли в настоящем и будущем

сотрудничестве. Кстати, опубликованные

результаты общественных консультаций по

Фот

о –

Але

ксан

др Ш

ирок

их


Дорожной карте энергетики до 2050 года

показывают, что более 50% респондентов

– граждан Евросоюза – считают главным

фактором энергетической безопасности

долгосрочное надежное энергоснабжение,

а более 40% – развитие транспортной ин-

фраструктуры.

Россия: после кризисаРоссийский газовый сектор в период эко-

номического кризиса продемонстрировал

высокую устойчивость. Добыча газа по срав-

нению с 2009 годом увеличилась на 11,4% и

составила 650,3 млрд м3. В 2010 году вышел

на проектную мощность – 9,6 млн тонн в год –

завод по производству сжиженного природ-

ного газа на Сахалине (проект «Сахалин-2»).

В дальнее зарубежье «Газпром» поставил

почти 150 млрд м3 газа и существенно увели-

чил экспорт в страны Балтии и СНГ. Объем

поставленного газа вырос почти на 24%, а

выручка от его реализации – на 45%.

Потребление газа в России превысило

450 млрд м3. Внутренний рынок подрос в

объемах газа на 6,4%.

Неплохо начался 2011 год. Экспорт газа

увеличился в первом квартале на 28%, при-

чем в дальнее зарубежье – на 12%. По ито-

гам этого года «Газпром» намерен выйти на

объемы экспорта газа докризисного 2008

года. Правительственный прогноз добычи

газа на 2011 год – 664 млрд м3, а экспорта

– 201 млрд м3.

Россия осуществляет гигантские инфра-

структурные проекты. В 2010 году введено в

эксплуатацию более 1300 километров маги-

стральных газопроводов и более 2000 кило-

метров – распределительных.

Практически готова газотранспортная

система «Сахалин – Хабаровск – Владиво-

сток». Проложена первая нитка газопровода

«Северный поток». К ноябрю по нему пойдет

коммерческий газ. На полную мощность –

55 млрд м3 в год – «Северный поток» выйдет

в 2012 году.

Хорошо продвигается подготовка меж-

дународного газотранспортного проекта

«Южный поток». Россия является инициа-

тором этого проекта и гарантирует запол-

нение всех четырех его ниток общей про-

пускной способностью 63 млрд м3 в год.

Интерес к черноморскому газопроводу

официально засвидетельствовали прави-

тельства и компании Италии, Франции, Ав-

стрии, Болгарии, Венгрии, Греции, Македо-

нии, Румынии, Сербии, Словении, Хорватии

и Турции. Технико-экономические обосно-

вания участков газопровода «Южный по-

ток» готовы в Австрии, Сербии, Словении,

Хорватии и Румынии. Необходимо подгото-

вить еще три национальных и одно морское

ТЭО, а затем свести все ТЭО в одно. Также

сравниваются различные варианты реали-

зации данного проекта, включая морскую

перевозку сжиженного газа через Черное

море до терминалов регазификации. Как

известно, в настоящее время существует

несколько проектов, предусматривающих

международные перевозки сжиженно-

го газа через Черное море. Россия имеет

твердые намерения участвовать в этом сег-

менте газового рынка.

Для транспортировки различных грузов,

в том числе для энергоносителей и газокон-

денсата, возрождается Северный морской

путь. Россия обладает самым большим фло-

том атомных ледоколов и намерена его рас-

ширять. Транспортировка грузов Северным

морским путем, например из Мурманска в

Шанхай, будет быстрее на 20 суток, по срав-

нению с традиционным маршрутом через

Суэцкий канал.

Для повышения устойчивости и надеж-

ности газоснабжения большое внимание

уделяется развитию подземных хранилищ

газа. К 2015 году емкость подземных храни-

лищ «Газпрома» в Европе будет доведена до

5 млрд м3 активного газа. Доказательством

реальности наших планов и эффективности

международного сотрудничества является

плановый пуск второй очереди подземного

газохранилища в Хайдахе (Австрия). Энер-

гетические компании RAG (Австрия), WinGas

(Германия) и «Газпром» запустили вторую

очередь 19 мая 2011 года, а мощность хра-

нилища превышает 2,6 млрд м3, что состав-

ляет примерно четверть годового объема

газопотребления в Австрии.

В своей ценовой политике российская

газовая промышленность вынуждена учиты-

вать исторически сложившуюся дифферен-

циацию цен. Если в 2010 году российский

газ, поставляемый в Европу, стоил в сред-

нем $302 за ТКМ, то для стран СНГ и Бал-

тии – $232. Цена на внутреннем рынке, хотя и

увеличилась почти на 25%, оставалась ниже

$80 за ТКМ. При всем желании создать на

континенте единый механизм ценообразова-

«На вторую половину XXI века газа хватит не только Европе, но и остальному миру»

Фото –

Nord Stream


добыча

ния, чрезмерное ускорение процесса может

привести к разбалансировке сложившихся и

взаимосвязанных экономик и свести к нулю

усилия по выходу из кризиса. Вспомните,

какую политическую реакцию вызвала рос-

сийская политика выравнивания цен на газ

с европейскими в странах Балтии и СНГ. В

конце 2010 года Правительство приняло ре-

шение о переходе в 2011–2014 годах на ре-

гулирование оптовых цен на газ на основе

формулы цены и на поэтапное достижение

в этот период равной доходности поставок

газа на внешний и внутренний рынки.

Для укрепления экспортных позиций осу-

ществляется стратегия развития Восточного

вектора поставок российского газа. К 2030

году доля стран Азиатско-Тихоокеанского

региона в структуре российского экспорта

топливно-энергетических ресурсов должна

быть около 27%. В связи с трагическими со-

бытиями в Японии Россия готова содейство-

вать увеличению поставок газа в эту страну.

Недавно подписано соглашение о проведе-

нии совместного технико-экономического

исследования строительства вблизи Влади-

востока завода по сжижению газа и газохи-

мического комплекса. Также будет рассмо-

трен проект создания терминала для сжатия

российского природного газа и отправки его

в Японию морем.

Другое стратегическое направление – это

развитие добычи углеводородов на шельфе

России. Новые месторождения позволят вос-

полнить снижение добычи на выработанных

участках и создадут ресурсное обеспече-

ние наших международных обязательств по

долгосрочным контрактам. К 2030 году на

российском шельфе будет добываться более

200 млрд м3 природного газа. Во всех шель-

фовых проектах принимают участие ино-

странные компании. Таким образом, россий-

ский газовый сектор готов к наращиванию

сотрудничества на европейском континенте

до уровня, обеспечивающего потребности

ближайшего и отдаленного будущего.

Третий энергетический пакетЧто может помешать развитию нашего со-

трудничества? Какие препятствия нам нужно

преодолеть или обойти?

После принятия основных документов тре-

тьего энергетического пакета издано немало

правовых актов в развитие единого внутрен-

него энергетического рынка Евросоюза.

Мы понимаем, формирование его правовой

базы не завершено, а правоприменение не

освоено, поэтому выскажу некоторые сооб-

ражения, которые представляются актуаль-

ными и уместными.

После того, как руководство Евросоюза и

национальные правительства создали пра-

вовой и организационный механизм устой-

чивого функционирования конкурентного

рынка газа и электроэнергии, есть смысл

рассмотреть корректирующие нормы, что-

бы не потерять преимущества, которые дает

долгосрочное сотрудничество, предсказуе-

мые цены и ответственные вертикально ин-

тегрированные компании. Думаю, инвести-

ционная привлекательность создания новой

и модернизации старой инфраструктуры для

крупных ответственных компаний могла бы

возрасти, если бы использовался концесси-

онный механизм, обеспечивающий гаранти-

рованный возврат инвестиций с приемлемой

прибылью и последующей передачей объ-

екта, допустим, государственной компании.

Большие инфляционные и иные экономи-

ческие риски содержат исход с рынка верти-

кально интегрированных компаний и замену

инструментов реального финансирования

на производные финансовые инструменты.

Именно вертикально интегрированные и

крупные диверсифицированные компании

в партнерстве с государством почти всег-

да выступали локомотивами интеграции и

формирования новых отраслей промыш-

ленности. Думаю, в деле создания общего

европейского энергетического простран-

ства именно им будет отведена решающая

роль.

Проблема доступа третьих лиц к трубо-

проводному транспорту на очередном этапе

развития энергетического рынка может так-

же иметь компромиссное решение. Миро-

вая практика подходит к подобной проблеме

более дифференцированно, вводя институт

гарантирующего поставщика, который ока-

зывает публичные услуги, несет дополни-

тельные обязанности, но избавляется госу-

дарством от ряда рисков. Кроме того, закон

обязывает резервировать некоторые мощ-

ности, рабочие места и тому подобное для

некоторых категорий клиентов, например,

предприятий малого бизнеса.

Вводимые ограничения для третьих стран

должны допускать их право на обращение в

международный арбитраж по урегулированию

инвестиционных и торговых споров. Следова-

тельно, критерии и процедуры принятия ре-

шений об ограничении доступа третьих стран

должны быть также доработаны и утверждены

на национальном и союзном уровне.

Увлекаясь критикой долгосрочных контрак-

тов, которые содержат принцип «бери или

плати», можно забыть о том, что на товарно-

сырьевой бирже работают не только «медве-

ди», но и «быки». И можно ли считать более

устойчивым рынок с большей волатильно-

стью цен на энергоносители и преобладани-

ем на нем несуществующего товара?

Мы верим, все препятствия преодолимы, а

сотрудничество взаимовыгодно. Мы с опти-

мизмом смотрим в будущее газовой энерге-

тики. Газ будет востребован в XXI веке, и его

запасов хватит на всех. Вовлечение нетра-

диционного газа, разработка новых техно-

логий его дальней транспортировки, повы-

шение эффективности его энергетического

использования являются убедительными ар-

гументами для доказательства теоремы, с

которой я начал. Наше сотрудничество по-

зволит нам с уверенностью сказать не толь-

ко: «Да, газ – мировое топливо XXI века», но

и «Газ – это лучшее мировое топливо!» И мы

вместе сделаем это!

Фот

о –

«Га

зпро

м»

Для транспортировки энергоносителей и газоконденсата возрождается Северный морской путь. Россия обладает самым большим флотом атомных ледоколов и намерена его расширять.


Техническое описание

Машина WehoCoat – это

оборудование, разработан-

ное специально для экстру-

дирования расплавленной

полимерной ПЭ/ПП-пленки

на место сварного шва сталь-

ной трубы для его защиты.

Эта новая запатентован-

ная система основывается

на новом, разработанном

компанией Borealis материа-

ле торговой марки Borcoat и

машине WehoCoat, разрабо-

танной компанией KWH Pipe

Technology.

Данный метод нанесения

покрытия на стык в полевых

условиях позволяет дости-

гать на трассе выполнения

минимальных требований

для стальных труб с завод-

ским покрытием. Прочность

на отрыв ~ 400 Н/см.

WehoCoat: новое поколение покрытия стыков в полевых условиях

KWH Pipe Ltd., TechnologyP.O.Box 38365101 Vaasa, FinlandTel +358 6 326 5664Fax +358 6 326 [email protected]

Новая полуавтоматическая технология для нанесения покрытия на стыки

стальных трубопроводов в полевых условиях с материалом покрытия торго-

вой марки Borcoat будет представлена на выставке Mioge в Москве на стен-

де компании KWH (стенд № 2170, расположенный в Hall1,

павильон 2). Крупнейшая международная нефтегазовая

выставка в России «Нефть и газ» / Mioge-2011» пройдет

21–24 июня в ЦВК «Экспоцентр».

После успешного применения при прокладке газопровода компании

Gasum в Финляндии, осуществленной российским подрядчиком, и нанесе-

ния покрытия на несколько тысяч стыков, компания KWH Pipe Technology

представит систему Wehocoat в каждый выставочный день в 11:00, 14:00 и

16:00 с одновременной демонстрацией испытания прочности на отрыв для

полевых стыков с полиэтиленовым покрытием.

Демонстрация тестирования прочности на отрыв подтверждает, что зна-

чения усилий для стыков будут такого же класса или даже лучше, чем за-

водское покрытие трубы.

Аппарат испытания прочности

на отрыв в полевых условиях осна-

щен беспроводным подключением к

WLAN.

Оборудование Wehocoat работает

даже в условиях мороза и может экс-

плуатироваться в зимних условиях при

температуре 23 градуса ниже ноля. Все

стадии работ технологии WehoCoat ав-

томатизированы, и робот выполняет

стыки с постоянным, высоким каче-

ством. WehoCoat особенно подходит

для прокладки труб методом горизон-

тального бурения, пересечения дорог и

других подобных применений.

Новые технологии для индустрии пластмасс

KWH Pipe Ltd., Technology предлагает для индустрии пластмасс технологии, улуч-

шающие производственные характеристики оборудования и изделий. KWH Pipe,

Technology входит в концерн KWH Pipe Group, который является одним из ведущих

мировых разработчиков и производителей пластмассовых трубных систем.

Внутри глобального концерна в течение десятилетий накоплен большой капитал

знаний и опыта в производстве труб и изготовлении производственного обору-

дования. Главное преимущество KWH Pipe, Technology заключается в глубинном

понимании технологий, оборудования, материалов, потребностей клиентов и

рынков пластмассовой отрасли.

С 1960-х годов KWH Pipe, Technology поставляет производственные линии на

условиях под ключ и отдельные технологические установки клиентам в разных

странах мира.

Продукция:

- линии экструзии напорных труб и труб-оболочек для производства ПЭ- и ПП-труб

диаметром от 16 до 1600 мм. В ассортимент входит также оборудование для вы-

пуска труб из сшитого полиэтилена;

- линии экструзии пленок – это передовые высокотехнологические решения в

области экструзии и печатной техники, в т. ч. для раздува пленок до 10 слоев;

- линии производства труб для теплосетей. В объем поставки входят, в т. ч.,

линии экструзии труб-оболочек, сборки трубных элементов и изоляции прямых

отрезков труб, установки для изготовления предызолированных фитингов, а

также оборудование для изоляции стыков труб на трассе и контроля качества.

Обучение персонала заказчика проводится в заводских условиях в Финляндии и

при пуске линий в стране заказчика;

- линии непрерывного производства гибких труб в ППУ-изоляции для сетей

центрального тепло- и холодоснабжения – включают в себя оборудование для

непрерывного выпуска гибкой трубы и высокотехнологического непрерывного

процесса заливки;

- линии нанесения покрытий на стальную трубу – состоят из оборудования пред-

варительной обработки трубы и нанесения трехслойного покрытия, включая

эпоксидный праймер и нанесенные экструзией адгезионный слой и наружное

ПЭ/ПП-покрытие. Последняя инновация – установка для трехслойного покрытия

стыков на трассе;

- для отрезки и сварки труб и фитингов больших диаметров предлагаются ленточ-

ные пилы, оборудование для стыковой и экструзионной сварки, а также приборы

для контроля качества и параметров сварки для заводских и полевых условий.

Реализация крупных проектов трубных линий – это проекты по разработке, про-

ектированию и монтажу трубопроводных линий, производство длинномерных от-

резков труб, изготовление труб на мобильной линии.

http://www.kwhtech.com


автомобилестроение

добыча

Штокман ищет подрядчиковВ декабре 2011 года «Штокман Девелопмент АГ» должен одобрить технические и финансово-экономические решения первой фазы проектаВалерия Лапина

Для России разработка Шток-

мановского газоконденсатного

месторождения имеет важней-

шее стратегическое значение

– на арктическом шельфе поя-

вится новый газодобывающий

регион. Реализация проекта по-

зволит значительно увеличить

поставки газа на российский и

международный рынки.

Из истории Штокмановского месторожденияШтокмановское газоконден-

сатное месторождение рас-

положено в центральной части

шельфа российского сектора

Баренцева моря, примерно в 600

км к северо-востоку от Мурман-

ска. Бурение первой поисковой

скважины выполнено еще в 1988

году.

Штокмановское месторожде-

ние оказалось одним из крупней-

ших в мире. Разведанные запа-

сы месторождения по категории

С1 составляют 3,9 трлн м3 газа и

56 млн тонн газового конденсата.

Интересно, что к имени профес-

сора Владимира Штокмана на-

звание месторождения прямого

отношения не имеет. Дело в том,

что первые комплексные гео-

физические исследования про-

водились еще в 1981 году с бор-

та научно-исследовательского

судна «Профессор Штокман».

В честь этого судна и появилось

название месторождения.

Глубина моря на Штокманов-

ском месторождении составляет

320–340 м, глубина залегания

газа – 1800–2500 м. По своей

структуре это газовое место-

рождение с низким содержа-

нием конденсата (99% газа, 1%

– газового конденсата). Наблю-

дения за последние семь лет

говорят о том, что перепады тем-

ператур колеблются в пределах

80–90 °С (от -50 до +33 °С). Усло-

вия реализации проекта связаны

с работой в заполярном круге, с

выходом на береговую часть в

120–130 км от Мурманска.

Владельцем лицензии на

Штокмановское месторождение,

а также собственником добы-

ваемой продукции является ком-

пания «Газпром нефть шельф»,

100% дочернее общество «Газ−прома».

В феврале 2008 года «Газ-

пром», Total и Statoil подписа-

ли соглашение акционеров о

создании компании специаль-

ного назначения – Shtokman

Development AG («Штокман

Девелопмент АГ») – для реали-

зации первой фазы проекта. В

капитале компании «Газпрому»

принадлежит 51%, Total – 25%,

Statoil – 24% акций.

С запасами в 3,9 трлн м3 газа

Штокмановское месторождение

станет крупнейшим в мире из

эксплуатируемых в этих широ-

тах. На ближайшие десятилетия

его разработка откроет для ми-

ровой индустрии новый фронт

работ – арктический шельф.

Три фазыШтокмановский проект пред-

усматривает освоение место-

рождения в три этапа. Объемы

годовой добычи газа на место-

рождении будут соизмеримы с

годовым потреблением газа в та-

кой стране, как Германия. Планы

реализации проекта включают

поставки как трубопроводного

природного газа, так и сжижен-

ного (СПГ).

Задачей первой фазы будет

реализация проекта по добыче

23,7 млрд м3 газа в год. Конден-

сата – до 218 тыс. тонн. Освое-

ние месторождения в три фазы

предусматривает трехкрат-

ное увеличение этих цифр (до

71,7 млрд м3 газа и до 650 тыс.

тонн газового конденсата в год).

При этом производство сжижен-

ного газа на первой фазе будет

составлять 7,5 млн тонн в год.

Совет директоров «Штокман Де-

велопмент АГ» подтвердил, что

поставка первого трубопровод-

ного газа должна быть начата в

2016 году. В 2017 году начнется

производство сжиженного при-

родного газа.

Компания «Штокман Деве-

лопмент АГ» отвечает за про-

ектирование, финансирование,

строительство и эксплуатацию

объектов первой фазы освое-

ния месторождения. Компания

будет выступать собственником

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в централь-ной части шельфа российского сектора Баренцева моря, в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Открыто в 1988 г.

Соглашение акционеров о создании компании специального назначения «Штокман Девелопмент АГ» для разработки месторождения подписано в фев-рале 2008 г. Акционеры: компания «Газпром» (принадлежит 51% акций), Total – 25% акций, Statoil – 24% акций.

Все

фот

о –

Sht

okm

an T

imes


инфраструктуры на протяжении

25 лет с момента ввода место-

рождения в эксплуатацию. По

завершении этого срока нач-

нется следующий этап освоения

месторождения. Предваритель-

ные работы по нему также уже

ведутся: предложены основ-

ные технические решения по

обеспечению экологической,

технологической и пожарной

безопасности всех объектов до-

бычи и переработки газа второй

и третьей фазы.

Техническое решение В апреле 2011 года состо-

ялся совет директоров компа-

нии «Штокман Девелопмент

АГ», на котором были приняты

принципиальные решения по

дальнейшей реализации пер-

вой фазы освоения Штокма-

новского газоконденсатного

месторождения.

Техническое решение под-

разумевает нахождение над ме-

сторождением технологическо-

го судна типа FPU, 16 буровых

скважин под водой, 6 добычных

донных плит.

Техническая концепция про-

екта основана на использова-

нии двухфазной технологии

транспортировки газа на берег,

газоразделении на установке

комплексной подготовки газа

на берегу и, соответственно, на

производстве сжиженного при-

родного газа на заводе СПГ в

районе поселка Териберка Мур-

манской области.

Судно типа FPU – самоход-

ное технологическое судно ле-

дового класса, в случае ухуд-

шения ледовой обстановки в

районе добычи возможна его

отстыковка. Длина технологи-

ческого судна составляет по-

рядка 320 м. Для наглядности

можно сравнить его размеры

со стадионом «Лужники». В

самом длинном сечении диа-

метр стадиона составляет 314

м, судна – 320 м. Это в пять раз

больше самого крупного авиа-

несущего крейсера в РФ. Вы-

сота от палубы до верхней точ-

ки – 45 м, а высота факельной

установки – 110 м.

Будут использованы техно-

логии гибких райзеров и транс-

портировки газа по 36-дюймово-

му двухниточному газопроводу

двухфазного потока на берег на

расстояние 550 км. Такие проек-

ты до сих пор в мире не реали-

зовывались. Схожий проект сей-

час изучается на австралийском

шельфе.

Береговой комплекс разме-

щен в Териберской бухте. Его

масштабы соразмерны Садо-

вому кольцу в Москве.

Общие проектные требова-

ния к заводу СПГ предусматри-

вают, прежде всего, модульный

вариант строительства завода.

Сейчас завод находится на эта-

пе детального проектирования.

Модули, привозимые в Терибер-

скую бухту морем, имеют доста-

точно существенные размеры и

весовые характеристики. Наи-

большие размеры – 50х30х30 м.

Самый тяжелый блок весит

5 тыс. тонн. Сам завод являет-

ся уникальным по мощности и

по размещению. Понятно, что в

условиях скалистых берегов это

достаточно сложное решение,

поэтому предстоит произвести

большой объем строительных

работ.

Уже в декабре текущего

года совет директоров «Шток-

ман Девелопмент АГ» должен

одобрить все технические и

финансово-экономические

решения реализации первой

фазы проекта. В пиковой на-

грузке только на первой фазе

планируется задействовать

2,5 тыс. сотрудников. Высшим

учебным заведениям России

предстоит подготовить поряд-

ка 400 высококвалифициро-

ванных специалистов, которые

в дальнейшем будут работать

не только на Штокмановском

проекте.

Приоритетом Штокманов-

ского проекта является макси-

мальное российское участие.

Кирилл Молодцов, вице−президент по разработке ТЭО и координации со второй и третьей фазами освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения:

На последнем заседании совета

директоров акционеры утвердили

двухфазный поток в качестве тех-

нической концепции. Как любое

сложное техническое решение,

оно имеет свои плюсы и минусы.

Предложение, которое тщатель-

но прорабатывалось в «Штокман

Девелопмент АГ» на протяжении

двух лет, аргументировано и име-

ет техническую обоснованность.

Решение принято, значит, оно

устроило всех акционеров. Начат

процесс принятия единого инте-

грированного инвестиционного

решения до конца этого года. В

настоящее время у компании есть

утвержденные графики работ,

как до принятия инвестиционного

решения, так и до начала поста-

вок продукции – трубопроводного

газа в 2016 и СПГ – в 2017 г.

Сейчас одна из основных за-

дач компании – это проведение

тендеров. Не скрою, процесс до-

статочно сложный и многогран-

ный, а значит, интересный. Любой

российский подрядчик, который

будет работать на Штокмане, по-

лучит уникальнейший опыт, кото-

рый заключается в том, что таких

проектов в европейской части

Российской Федерации никогда

еще не было. А раз не было, зна-

чит, многие технологии и процес-

сы будут использованы впервые,

это будет ноу-хау.

У нас созданы рабочие группы

по направлениям взаимодействия

с тремя регионами – с Мурман-

ской, Архангельской областями и Ненецким автономным округом. Рабочие группы создавались по тем на-

правлениям, в которых было необходимо решение вопросов именно в этом регионе. Хороших результатов

мы достигли в вопросах подготовки кадрового резерва для проекта. У нас уже подписаны и планируются к

подписанию в ближайшее время еще несколько соглашений о сотрудничестве с вузами. Эта работа будет

продолжаться. И лучшие студенты будут работать в уникальном проекте, каким и является Штокман.

Еще один значимый блок вопросов – это взаимодействие с предприятиями, находящимися в регио-

нах, и с их ассоциациями. Решаем вопросы транспортной логистики. То есть работаем над большим

объемом вопросов.

Одно из важных направлений социальной политики компании – развитие Териберки, где непосред-

ственно будут вестись строительные и производственные работы. Мы постоянно информируем населе-

ние региона, привлекаем его к общественным слушаниям, объясняем и демонстрируем то, как будет ре-

ализован проект, потому что мы заинтересованы в том, чтобы они здесь остались и работали. Занятость

местного населения, а возможно, и приток кадров из Мурманска и других регионов, – наш приоритет.


инновации

Япония и Ливия дали шанс экономике РоссииИнвестиции в инновации нефтегазового сектораВиктор Иванько, председатель совета директоров «Национального листингового агентства «Региональные инновации и инвестиции»

Ежегодные прогнозы

социально-экономического раз-

вития России Министерства экономического развития РФ

строятся, как правило, на сцена-

риях стоимости барреля нефти.

Катастрофа в Японии и война с

Ливией отразились резким скач-

ком роста цены на нефть, кото-

рая перевалила уже за отметку в

$100 за баррель. По различным

оценкам, в ближайшие 2–3 года

цена на нефть будет находиться

в диапазоне $100–120. Мировые

эксперты в связи с этим затру-

били о грядущей стагнации ми-

ровой экономики. Резкий рост

цен на нефть отразится ростом

цен на иные сырьевые товары.

Мнения российских экспертов

разделились: одни говорят, что

данный рост цен способствует

развитию российской экономи-

ки, другие же просчитывают об-

ратный эффект. По их мнению,

спекуляция на «нефтяных» це-

нах лишь временно поспособ-

ствует экономическому разви-

тию России, а потом, с падением

цен, нас ожидает очередной

глубокий кризис, как это было

в 70-е годы, когда цена с $34 за

баррель резко снизилась до $9.

Сможет ли Россия правильно

использовать приток денеж-

ных средств? Возможно, у нас

появился еще один шанс для

проведения комплексной модер-

низации? Как определить инно-

вационные проекты с большим

потенциалом роста? Насколько

экономика страны зависит от

модернизации нефтегазового

сектора?

ТЭК нуждается в модернизацииЕще с эпохи Ельцина ведут-

ся разговоры о формировании

новой несырьевой экономики, в

которой уже нет зависимости от

цен на экспорт энергоресуров.

Особенно в последние годы ве-

дущие политики, бизнесмены и

эксперты наперебой говорят о

необходимости комплексной мо-

дернизации нефтегазового ком-

плекса и в различных сценариях

и прогнозах приводят конкрет-

ные цифры привлечения частных

и государственных инвестиций в

отрасль. Вот некоторые из них:

в течение последних трех лет

объем инвестиций вырос почти

в два раза – с 700 млрд до 1,2

трлн рублей, до 2020 года общий

объем инвестиций увеличится

до 15–17 трлн рублей в год. Для

сравнения, объем ВВП России

за 2010 год составил около 44,5

трлн руб., показатель вырос на

4% по сравнению с 2009 годом.

Рост ВВП в 2011–2013 годах Ми-

нэкономразвития России про-

гнозирует на уровне 3,9–4,5%.

Это означает, что объем привле-

чения инвестиций в нефтегазо-

вый сектор будет расти быстрее

экономического развития страны

в целом, и вклад нефтегазово-

го сектора в ВВП страны будет

только увеличиваться.

Российский топливно-

энергетический комплекс остро

нуждается в модернизации. Не-

обходима коренная перестрой-

ка устаревших производств,

прежде всего добычи нефти

и ее глубокой переработки,

строительство новых неф-

теперерабатывающих заводов.

Роль государства в реализа-

ции таких проектов может быть

в части создания условий для

реализации новых инвестицион-

ных проектов. На первый взгляд

кажется, что инвестиции должны

быть направлены в отечествен-

ные научные разработки и при-

обретение новых зарубежных

технологий, в подготовку совре-

менных кадров. Но это стандарт-

ный подход, такие инвестиции

нужны, но они долгосрочные.

Эффект от них мы почувствуем

в лучшем случае в перспективе

7–10 лет. И если кризис наступит

в ближайшие годы, то это отбро-

сит нас от ожидаемых резуль-

татов еще на неопределенный

период.

Значит, необходимо пред-

принимать меры с эффектом

в краткосрочном периоде, на-

ходить такие инновационные

проекты, которые «выстрелят»

в ближайшие 3–5 лет, созда-

дут добавленную стоимость и

помогут нам стабилизировать

экономику, чтобы уменьшить

зависимость от сырьевого экс-

порта. Необходимо найти на-

дежные инструменты, которые

помогут выявить потенциальные

проекты, качественно и быстро

привлечь инвестиции, а потом

проследить, чтобы ожидаемые

результаты были достигнуты.

Задача комплексная, и одному

только бизнесу с ней не спра-

виться. Ведь, кроме поиска и

инвестиций в точечные инвести-

ционно привлекательные проек-

ты, необходимо способствовать

комплексному инфраструк-

турному подходу. Инвестиции

должны быть взаимоувязаны

друг с другом, сбалансированы,

причем не только рыночными

отношениями, но и задачами го-

сударственного сектора.

Первые результатыТакие механизмы уже найде-

ны, запущены в последние 2–3

года, и сейчас уже можно про-

следить первые результаты.

Подписано соглашение о

взаимодействии институтов раз-

вития и заинтересованных орга-

низаций в сфере обеспечения

непрерывного финансирования

инновационных проектов на

всех стадиях инновационного

цикла. Соглашением предусмо-

трено, что одним из механизмов

по поддержке инновационных

компаний, предложенных сто-

ронами, является сеть регио-

нальных специализированных

упаковочных компаний. Кроме

того, создана новая биржевая

площадка – рынок инноваций

Все

фот

о –

«Ре

гион

альн

ые и

ннов

ации

и и

нвес

тици

и»


и инвестиций ММВБ для про-

ведения IPO инновационных и

высокотехнологичных компаний.

Региональные специализиро-

ванные упаковочные компании

проходят аккредитацию на этой

биржевой площадке, получая

статус листинговых агентов.

Для создания региональных

специализированных упаковоч-

ных компаний подписываются

соглашения с субъектами РФ.

Для привлечения инвестиций в

региональные инновационные

компании как через биржевые,

так и внебиржевые механизмы

со стороны региональной вла-

сти планируется предоставле-

ние налоговых льгот и иных пре-

ференций, а также содействие в

подборе площадок для реализа-

ции проектов.

Краеугольный камень прак-

тической реализации принци-

пов частно-государственного

партнерства лежит в создании

механизма взращивания инно-

вационных компаний и проектов.

Создание непрерывной цепочки

финансирования на всех стади-

ях инновационного цикла тре-

бует особого подхода к выбору

схемы привлечения инвестиций

и зависит от стадии развития ин-

новационной компании, знания

специфики и особенностей каж-

дой стадии.

Эту функцию и взяли на себя

специализированные упако-

вочные компании. В настоящее

время национальное листинго-

вое агентство «Региональные инновации и инвестиции» ко-

ординирует работу сети много-

профильных инвестиционных

операторов (региональных спе-

циализированных упаковочных

компаний), которая объединяет

26 регионов РФ, а также три

особые экономические зоны и

два наукограда.

Учитывая важность нефте-

газового сектора, также было

подписано соглашение с Рос-

сийским газовым обществом, в

рамках которого создана упа-

ковочная компания «Финкварк»,

специализирующаяся на при-

влечении инвестиций в иннова-

ционные проекты нефтегазово-

го сектора.

В результате мы получили

действенный механизм частно-

государственного партнерства.

При правильном развитии он мо-

жет внести существенный вклад

в развитие инновационной эко-

номики. Главное, что найденный

механизм по своей природе

бизнес-ориентированный, а это

значит, что мы сможем просчи-

тать конкретные экономические

эффекты от реализации инве-

стиционных проектов. В рамках

созданного механизма теперь

и ведущие предприятия неф-

тегазовой отрасли получают

качественные инновационные

проекты, частный капитал, под-

держку со стороны государства

и, при необходимости, государ-

ственное финансовое плечо

в реализации инновационных

проектов.

Стадии развития инновационных компаний


бурение

Потери давления на движение газа и способы их уменьшенияЭксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам

В период 1960–75 гг. на основ-

ных газовых месторождениях

СССР (Северо-Ставропольское,

Пелагиадинское, Газлинское,

Шебелинское и др.) закончил-

ся период постоянной добычи.

Требовалось поддержать отбо-

ры газа из месторождений без

строительства новых скважин.

В те годы скважины эксплуати-

ровались в основном по лиф-

товым колоннам Ду = 60–89мм.

Требуемые годовые отборы из

месторождений обеспечивались

за счет уменьшения давления на

входе в дожимные компрессор-

ные станции. Одним из наиболее

экономически обоснованных

решений для увеличения про-

изводительности скважин могло

быть уменьшение потерь давле-

ния на движение газа по стволу

скважины за счет эксплуатации

одновременно по центральной

лифтовой колонне и кольцево-

му межтрубному каналу между

лифтовой и эксплуатационной

колоннами.

Развитие проектаЭксплуатацию скважин в усло-

виях, осложненных скоплениями

воды одновременно по лиф-

товой колонне и межтрубному

кольцевому каналу (затрубью)

без ограничения или с постоян-

ным ограничением со штуцером

на затрубье, пытались приме-

нить на многих месторождениях.

Каждый раз после технологиче-

ской продувки в атмосферу для

удаления жидкости и подключе-

ния к газосборному коллектору

скважина в течение нескольких

часов работала по двум кана-

лам, а затем в лифтовой колон-

не образовывался гидрозатвор,

и скважины продолжали экс-

плуатироваться уже только по

затрубью. Попытки подобрать

штуцер и создать условия для

длительной работы скважины

по двум каналам оканчивались

неудачами. Скважина прекра-

щала работу по центральной

лифтовой колонне, жидкость и

механические частицы породы

накапливались на забое.

На введенном в разработку в

70-х гг. уникальном месторожде-

нии Крайнего Севера – Медве-

жье ГКМ были попытки эксплуа-

тации скважин по двухрядному

концентрическому лифту для

увеличения суточных отборов

из месторождения. Дебиты сква-

жин возрастали с 2 млн м3/сутки

до 5000 млн м3/сутки. Эксплуа-

тация велась по центральной

лифтовой колонне Ду = 168 мм и

эксплуатационной – Ду = 219 мм.

Однако после первого «фонта-

на» такая технология эксплуа-

тации на Медвежьем ГКМ была

запрещена.

На этапе изучения отечествен-

ного и зарубежного опыта экс-

плуатации газовых скважин по

двухрядному лифту – централь-

ной лифтовой колонне и коль-

цевому межтрубному каналу, в

период 1966–68 гг. были решены

основные вопросы, касающиеся

управления и оптимизации рабо-

ты скважин. В качестве крите-

риев для оптимизации приняты

величины:

- минимально допустимого

дебита, при котором гаранти-

рованно обеспечивается вынос

жидкости по центральной лиф-

товой колонне за счет скорости

потока газа;

- предельно допустимого мак-

симального дебита скважины,

при котором еще не разрушает-

ся продуктивный пласт или огра-

ничение дебита обусловлено

другими геолого-техническими

условиями разработки место-

рождения.

Выполнение этих двух усло-

вий в процессе эксплуатации

скважин позволяет добиться

наивысшего отбора газа при

максимально высоком давлении

на устье скважины.

Функционально задача под-

держания минимально необхо-

димого дебита газа по централь-

ной лифтовой колонне решается

за счет регулирования степени

открытия проходного сечения

штуцера, установленного на

трубопроводе из затрубья, ча-

стичного или полного открытия

(перекрытия) потока газа.

Для реализации новой техно-

логии эксплуатации скважин по

двухрядному лифту в СССР спе-

циалист ВНИИГАЗа Владимир Шулятиков разработал алгоритм

и энергонезависимый комплекс,

позволяющий оптимизировать

работу газовых скважин в авто-

матическом режиме.

Только на Ставропольском ме-

сторождении к середине 70-х гг.

25% фонда скважин были обо-

рудованы газопневматическими

управляющими комплексами, за

счет работы которых дополни-

тельная добыча газа составляла

свыше 10% от общей годовой

добычи из месторождения. В ре-

зультате длительного опыта при-

менения газопневматических

комплексов на многих скважи-

нах ряда месторождений была

установлена большая эффек-

тивность технологии оптимиза-

ции режимов работы скважин,

эксплуатация которых по техни-

ческим условиям возможна по

центральной лифтовой колонне

и кольцевому межтрубному ка-

налу. В дальнейшем газопнев-

матическими комплексами были

оборудованы более 150 скважин

в СССР.

За рубежом аналогичная тех-

нология была предложена только

в начале 21-го века и получила

широкое применение на место-

рождениях Канады. В составе

Канадского комплекса (ZEDi

Inc.) используются современные

средства микроэлектроники, ав-

тономное энергообеспечение

и др. Все средства измерения,

управления, передачи информа-

ции и энергообеспечения раз-

мещают в теплоизолированном

отапливаемом боксе-контейнере.

Оптимизация работы скважин В сентябре 2008 года испы-

тания технологии оптимизации

работы скважин по концентри-

ческим лифтовым колоннам на-

чались на двух скважинах место-

рождения Медвежье.

Для испытаний в скважинах во

время капитального ремонта в

лифтовую колонну Ду = 168 мм

была спущена центральная лиф-

товая колонна Ду = 60 мм.

Из-за отсутствия в России

фонтанной арматуры, специаль-

но предназначенной для эксплу-

атации скважин по двухрядному

концентрическому лифту, потре-

бовалось разработать необхо-

димое оборудование.

На заключительной стадии

разработки многих газовых ме-

сторождений эксплуатация по

межтрубному кольцевому каналу

использовалась в случае посту-

пления в скважину пластовой

воды, которую периодически

удаляли по центральной лифто-

вой колонне технологическими

продувками в атмосферу.

Эксплуатация скважин по

лифтовой колонне и затрубью

без специального ограничения

используется в конце периода

падающей добычи сравнительно

редко. Такая эксплуатация обе-

спечивает минимальные потери

давления в стволе скважины и

максимально возможный дебит

газа. Однако такой способ экс-

плуатации применяется только в

том случае, если скорость газа,

как по лифтовой колонне, так и

по межтрубному кольцевому ка-Все

фот

о –

«Не

фте

газд

етал

ь»

Устьевая обвязка скважины месторождения Медвежье. Специальная фонтанная арматура

производства НПО «Нефтегаздеталь»

(Воронеж)


налу, обеспечивает непрерыв-

ный вынос капельной жидкости

и механических частиц, поступа-

ющих на забой вместе с газом.

При этом отсутствуют условия

для пробкообразования во всем

диапазоне изменений давления

в газосборном коллекторе за

сутки и за квартал.

На практике в период падаю-

щей добычи указанные условия

не выполняются, поэтому на-

дежность такой эксплуатации

крайне мала. Как показывает

практика, в нижней части ство-

ла скважины в интервале от

нижних отверстий перфорации

до нижнего торца лифтовой ко-

лонны создается благоприятная

ситуация для образования ско-

плений жидкости или механиче-

ских пробок (песчаных или гли-

нистых), даже если по лифтовой

колонне и затрубью обеспечива-

ется вынос жидкости и твердых

частиц. Скопления образуются у

нижних отверстий перфорации,

где скорость газа всегда недо-

статочна для подъема частиц по-

роды и жидкости. Особенно это

проявляется в скважинах с хо-

рошей проницаемостью и боль-

шой мощностью продуктивного

пласта.

Эксплуатация скважины по

лифтовой колонне и межтруб-

ному кольцевому каналу со

штуцером на затрубье исполь-

зовалась в период падающей

добычи сравнительно часто. При

такой эксплуатации на затрубье

устанавливают штуцер, размер

которого выбирают таким обра-

зом, чтобы по лифтовой колонне

во всем возможном диапазоне

изменения давления в сборном

коллекторе дебит газа не сни-

жался ниже критического де-

бита, необходимого для выноса

жидкости по лифтовой колонне.

При этом газ не поднимает жид-

кость по затрубью, и вся капель-

ная жидкость, поступающая из

пласта либо конденсационная,

стекает вниз по кольцевому за-

зору к башмаку лифтовой ко-

лонны, по которой и поднима-

ется на поверхность газом. Так

как жидкости, стекающей по

затрубью, приходится двигаться

против потока газа, то в затру-

бье при определенных расходах

могут образовываться висячие

скопления жидкости (висячие

жидкостные затворы). Особенно

благоприятные условия для об-

разования скопления жидкости

имеются в местах над сужениями

площади кольцевого зазора над

муфтами или выше мест пере-

хода труб меньшего размера на

больший. Висячие жидкостные

затворы существенно увеличи-

вают потери давления в стволе

скважины. Во время кратковре-

менного случайного увеличения

давления в сборном коллекторе

вся жидкость, составляющая

это скопление, проваливается к

башмаку лифтовой колонны, и

если свободный объем под баш-

маком лифтовой колонны не-

большой, то образуется гидрав-

лический затвор. Газ перестает

поступать по лифтовой колонне,

и скважина начинает работать

только по затрубью. После это-

го создаются благоприятные

условия для образования пес-

чаных либо глинистых пробок,

прихвата труб лифтовых колонн

и снижения дебита скважины.

При рассматриваемом способе

эксплуатации потери давления

в стволе скважины составляют

величину значительно большую

оптимально возможной, так как

размер штуцера на затрубье

занижают, чтобы исключить са-

мопроизвольное прекращение

работы скважины по лифтовой

колонне в силу указанных выше

условий. Т. е. такая эксплуата-

ция либо ненадежная, либо не

оптимально возможная.

В течение нескольких деся-

тилетий в процессе эксплуата-

ции скважин на месторождени-

ях севера Тюменской области

особых проблем не возникало.

Избыточные энергетические

возможности и достаточное ко-

личество резервных скважин

позволяли добывать запланиро-

ванные объемы газа за счет ис-

пользования традиционных тех-

нологий эксплуатации скважин.

С середины 1990-х гг. ситуация

резко изменилась: в настоящее

время более половины добывае-

мого в России газа приходится

на месторождения, вступившие

в период падающей добычи. С

каждым годом это соотноше-

ние будет увеличиваться, а с

2020–2025 гг. значительное ко-

личество действующих скважин

будет сосредоточено на место-

рождениях, вступивших в завер-

шающую стадию разработки.

Обеспечить стабильную и

надежную работу скважин в

сложившейся ситуации на про-

тяжении ближайших 10–15 лет

возможно только за счет ком-

плексного использования на

месторождениях традиционных

и вновь создаваемых техноло-

гий эксплуатации скважин с

применением современных ком-

пьютерных и информационных

программ.

Авторы:

к. т. н. Валерий Минликаев

(начальник управления по до-

быче газа и газового конденсата

(нефти) компании «Газпром»),

Дмитрий Дикамов (главный

технолог управления по добы-

че газа и газового конденсата

(нефти) компании «Газпром»),

Михаил Имшенецкий (главный

инженер компании НПО «Не-

фтегаздеталь»),

к. т. н. Игорь Шулятиков (стар-

ший научный сотрудник лабора-

тории эксплуатации скважин на

поздней стадии разработки ме-

сторождений «ВНИИГАЗ»)


бурение

3М расширяет производство для нефтегазового сектора в РоссииУниверсальный выбор микросфер для нефтегазовой промышленности от компании 3М Екатерина Брызгалова

Компания 3М разработала мно-

жество решений для нефтегазо-

вой промышленности, которые

широко применяются как россий-

скими нефтегазовыми компания-

ми, так и иностранными. Одним

из этих решений являются микро-

сферы торговой марки 3М Glass

Bubbles серии HGS. Технология

производства полых стеклянных

микросфер была разработана в

лабораториях и запатентована

компанией 3М в 1960-х годах и на

данный момент, усовершенство-

ванная, она активно используется

множеством компаний.

Микросферы 3М серии HGS Микросферы торговой марки

3М Glass Bubbles серии HGS пред-

назначены для создания несжи-

маемой однофазной жидкости с

низкой плотностью. Микросфе-

ры являются однопустотными,

изготовленными из натриево-

кальциево-боросиликатного

стекла, химически инертными

полыми сферическими части-

цами, обладающими высокой

устойчивостью к давлениям, а

также высокой водостойкостью

и термостойкостью. Если более

подробно описывать технологию

микросфер торговой марки 3М

серии HGS, то стоит отметить,

что микросферы внутри полые

– это позволяет существенно

снижать плотность жидкости и

раствора при добавлении в них

данного материала. Кроме того,

использование микросфер по-

зволяет улучшать текучесть и

снижать вязкость жидкости за

счет идеальной сферической

формы микросфер. Микросфе-

ры торговой марки 3М серии

HGS обладают слабыми щелоч-

ными свойствами, что обеспечи-

вает совместимость с большин-

ством полимеров, а также долгий

срок службы. Имея высокое

соотношение прочности к плот-

ности, микросферы устойчивы

к жестким условиям в скважи-

не, даже на больших глубинах.

Микросферы торговой марки

3М Glass Bubbles серии HGS в

первую очередь характеризу-

ются такими показателями, как

прочность на сжатие и абсолют-

ная плотность. Различные марки


Glass Bubbles серии HGS разли-

чаются по данным характеристи-

кам, а также по размеру частиц.

Основные отличительные черты

микросфер компании 3М – это

высокая прочность на сжатие

при низких показателях плот-

ности, а также химическая стой-

кость и нерастворимость в воде

или углеводороде.

Что касается применения ми-

кросфер, то здесь также есть

большое поле для деятельности:

это и цементирование скважин

на месторождениях с высокими

поглощениями, использование

в буровых растворах при буре-

нии на депрессии, жидкостях

капитального ремонта скважин,

промывочных жидкостях, а так-

же в жидкостях глушения низкой

плотности. Также микросферы

активно используются при изго-

товлении плавучих конструкций

и теплоизоляции подводных тру-

бопроводов, которые использу-

ются при добыче на шельфе.

Улучшение гидравлических ха-

рактеристик достигается за счет

одной характеристики, которой

обладают микросферы торговой

марки 3М серии HGS: в отличие

от других технологий микросфе-

ры 3М являются несжимаемыми.

Ведущие мировые сервисные

компании давно и успешно при-

меняют микросферы торговой

марки 3М по всему миру, в том

числе и на территории России.

Так, например, микросферы

торговой марки 3М серии HGS

применялись при строительстве

скважин на нефтегазовых место-

рождениях Средней России, За-

падной и Восточной Сибири.

Разумеется, в мире существует

большое количество альтерна-

тивных технологий, которые и в

России весьма хорошо освоены.

В качестве альтернативы обычно

используют алюмосиликатные це-

носферы, но это продукт, который

получается в результате перера-

ботки отходов, – продукт золы при

сжигании угля на ТЭС. И, разуме-

ется, качество ценосфер не слиш-

ком высоко: основными недостат-

ками ценосфер являются низкие

Клиенты компании 3М: из нефтега-зового бизнеса – ведущие сервисные компании («Шлюмберже», «Халлибур-тон»), ведущие трубопрокатные заводы («ЧТПЗ», Волжский трубный завод и др.).

Микросферы 3М Glass Bubbles серии HGS предназначены для создания несжимаемой однофазной жидкости с низкой плотностью

Все

фот

о –

3M


показатели прочности на сжатие

и нестабильность качества. Кро-

ме того, существуют стеклянные

микросферы российского про-

изводства, но они также менее

прочные и не могут удовлетворить

всем условиям их использования

при добыче газа и нефти. До сих

пор ни один из производителей не

сумел освоить технологию произ-

водства микросфер, которая обе-

спечивала бы качество на уровне


Glass Bubbles серии HGS. Главны-

ми и основными преимуществами

перед конкурентами являются вы-

сокие показатели прочности на

сжатие, 90% «выживаемость» ми-

кросфер при номинальном давле-

нии, а также постоянное распре-

деление микросфер по диаметру,

что позволяет четко просчитывать

плотность получения состава и

его поведение во время проведе-

ния работ.

Микросферы 3М Glass

Bubbles серии HGS производят-

ся во Франции на заводе в горо-

де Tilloy-Lez-Cambrai. Также есть

заводы в США и Бразилии.

Помимо микросфер компа-

ния 3М производит и поставляет

фильтрационные системы для

фильтрации жидкостей, исполь-

зуемых при работе на скважине:

это вода для жидкостей ГРП, жид-

кости для закачивания скважин,

жидкости промывки и глушения

скважин, вода для систем под-

держания пластового давления.

Кроме того, для отрасли произ-

водятся антикоррозионные мате-

риалы 3М Scotchkote и индивиду-

альные средства защиты труда.

Антикоррозионные материалы 3М ScotchkoteВпервые технология изготовле-

ния антикоррозийных материалов

была разработана в лабораториях

3М более 50 лет назад. И на дан-

ный момент однослойные внеш-

ние эпоксидные покрытия имеют

полувековой опыт применения, а

двухслойные внешние покрытия

применяются в промышленности

в течение 10 лет. С одной сторо-

ны, эта технология достаточно

новая, а с другой стороны – она

проверена практикой. Примене-

ние этого вида покрытий растет

с каждым годом благодаря более

высокой стойкости этих покрытий

к повреждениям по сравнению с

однослойными. Помимо США и

Канады наблюдается рост при-

менения внешних двухслойных

эпоксидных покрытий в странах,

которые начинали с использова-

ния только внешних трехслойных

полиэтиленовых покрытий (Индия,

Китай, страны АТР).

Основной ассортимент по-

рошковых материалов торговой

марки 3М Scotchkote произво-

дится в России на заводе 3М в

Волоколамске Московской об-

ласти и является российским

продуктом. Часть ассортимента

производится на заводе в Ан-

глии в городе Northallerton (ра-

нее завод E-wood). Но в планах

компании 3М – расширение ас-

сортимента продукции, произво-

димой на заводах в России.

Антикоррозийные материа-

лы компании 3М находят доста-

точно широкое применение во

всех областях промышленности:

практически все, что подверже-

но коррозии, можно защитить

или отремонтировать с помо-

щью продукции 3М. Однако в

большей части они направлены

на улучшение результатов ис-

пользования нефтегазопрово-

дов. В основном это трехслой-

ные и двухслойные покрытия.

Кроме того, антикоррозийные

материалы компании 3М широко

и эффективно используют для

внутреннего покрытия нефте-

проводов, газопроводов, раз-

личных емкостей и резервуаров,

а также для инженерного ремон-

та и восстановления металли-

ческих, керамических и эласто-

мерных деталей.

Говоря о преимуществах тех-

нологии антикоррозийного по-

крытия 3М, хочется выделить

одну из уникальных технологий

компании 3М. Речь идет о внеш-

нем двухслойном эпоксидном

покрытии (DFBE) торговой мар-

Свою историю компания 3М ведет с 1902 г. Именно тогда в небольшом город-ке штата Миннесота Ту-Харборс пять предпринимателей организовали небольшое дело – горнодобывающую компанию. Тогда компания носила весьма длинное имя: Minnesota Mining & Manufacturing Company, которое впоследствии сократили до ком-пактного и легко запоминающегося названия 3М. За всю историю компании ученые и инженеры 3М создали множество запатентованных технологий в области клеевых составов и абразивов. Именно компании 3М принадлежат революционные изобрете-ния клейкой ленты Scotch, магнитной ленты для звукозаписи, цветного копироваль-ного аппарата и многие другие изобретения. Годовой оборот компании составляет приблизительно $27 млрд. При этом 40% дохода компании приносят товары, кото-рые были разработаны в течение последних пяти лет.

Ежегодно компания 3М инвестирует около $1,4 млрд в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, что дает возможность специалистам компании ра-довать свет новыми изобретениями – порядка 500 новых наименований каждый год. И на данный момент компания 3М выпускает более 100 тысяч наименований различных товаров, которые поставляют в 200 стран мира. Количество работников, задейство-ванных в производстве, составляет более 85 тыс. человек по всему миру, из которых около 7 тыс. человек – исследователи, занятые разработкой новой продукции.

В России компания 3М начала свою деятельность еще в 1970 гг., когда началась поставка медицинского оборудования известной марки в больницы СССР. Также государственные учреждения начали закупать различные носители информации – очень популярные в то время магнитные пленки и различные дискеты. Примерно в то же время Министерство транспорта начало импортировать светозащитные плен-ки, которые использовались для изготовления дорожных знаков. Одним из ярких событий в сотрудничестве СССР с компанией 3М стали Олимпийские игры, во время которых на стадионе в Москве впервые было применено тартановое покрытие для проведения соревнований по легкой атлетике. А в 1983 г. руководство компании 3М посетило Кремль в качестве лучших поставщиков высокотехнологичной продукции. Несмотря на то, что СССР и компания 3М осуществляли много совместных проектов, официальное представительство было открыто только в 1991 г., а через три месяца после этого события была создана компания «3М Россия».

На данный момент компания располагает своим собственным производством, ко-торое расположено в Волоколамске. Этот завод был открыт в 2008 г., и в настоящее время на нем производят антикоррозийные покрытия для нефте- и газопроводов торговых марок 3М Scotchkote 226N и 3М Scotchkote 226N, а также губки для мытья посуды. Данный вид продукции выбран не случайно, так как эти продукты компании 3М наиболее востребованы на российском рынке.

Площадь завода в Волоколамске составляет 6000 м2, на заводе трудятся более 100 человек. Но в ближайшее время компания 3М планирует расширение своей сферы деятельности в России. В течение 2011 года специалисты компании будут трудиться над локализацией производства и установкой новой производственной линии по выпу-ску респираторов и продуктов для авторемонта. Также в скором времени будут опреде-лены новые регионы для строительства комплексов по производству продукции 3М.

Потребителями антикоррозийной системы 3М Scotchkote являются трубопрокатные заводы и нефтегазовые операторы


бурение

ки 3M Scotchkote 226N+ / 3M

Scotchkote 8352 общей толщи-

ной 0,8–0,9 мм. Основными преи-

муществами этой технологии яв-

ляются снижение энергоемкости

нанесения, более низкие затра-

ты на оборудование для нанесе-

ния (по сравнению с технологи-

ей трехслойных полиэтиленовых

покрытий). Технология позволя-

ет защищать сварные стыки в

полевых условиях: применение

жидкого или порошкового по-

лимерного покрытия (анало-

гичного заводскому покрытию)

обеспечивает высокую надеж-

ность, безопасность и долгий

срок функционирования всего

трубопровода. Преимуществами

использования внешних двух-

слойных эпоксидных покрытий

3М являются: отсутствие риска

снижения адгезии между слоя-

ми вследствие монолитности

эпоксидного покрытия; высокая

стойкость покрытия к прорезу

и сдиру (в 10 раз больше, чем у

полимерных покрытий), что осо-

бенно важно при строительстве

переходов методом наклонно-

направленного бурения (ННБ);

сохранение токов катодной за-

щиты в местах возможной поте-

ри адгезии благодаря тому, что

внешние эпоксидные покрытия

не экранируют тело трубы от

токов. В течение 40-летнего опы-

та эксплуатации трубопрово-

дов с таким покрытием в мире,

под эпоксидными покрытиями

не было обнаружено ни одного

случая стресс-коррозионного

растрескивания. Материал про-

изводится в России на заводе

компании 3М в Волоколамске.

Потребителями антикоррозий-

ной системы торговой марки 3М

Scotchkote являются большин-

ство трубопрокатных заводов

и нефтегазовых операторов (в

частности, «ЧТПЗ», Волжский трубный завод, Выксунский трубный завод и др.). А самые

известные проекты, на которых

был применен данный материал,

– «Голубой Поток», «Балтийская

трубопроводная система», «Са-

халин-1» и «Сахалин-2», Кенки-

як – Атырау, Nord Stream, ВСТО,

Атасу – Алашанкой.

Антикоррозийные материалы компании 3М используют для внутреннего покрытия нефтепроводов и газопроводов

Микросферы 3М Glass Bubbles серии HGS имеют высокие показатели прочности на сжатие и «выживаемости» микросфер

Покрытие трубы внешним двухслойным эпоксидным покрытием (DFBE)

http://www.3mrussia/oilgas


переработка

7 млрд тонн нефти из воздуха«Ренфорс – НТ» приступила к серийному производству установок GTL по переработке газа в жидкие углеводородыВладимир Кирячек, генеральный директор компании «Ренфорс – Новые технологии»

Каждый год в мире сгорает

более 150 миллиардов куби-

ческих метров попутного неф-

тяного газа (далее – ПНГ).

Основными регионами сжига-

ния ПНГ являются: Россия и

страны Каспийского бассейна

(60 млрд м3); Ближний Восток и

Северная Африка (45 млрд м3);

страны Центральной Африки (35

млрд м3); страны Латинской Аме-

рики (12 млрд м3).

Производство синтетической нефтиНеиспользуемые объемы

природного газа заставляют

задуматься над экономично-

стью расходования наших при-

родных ресурсов. Количество

«низконапорного» газа в Рос-

сии свыше 15 трлн м3. В его

состав входят: низконапорный

газ, газ с повышенным содер-

жанием серы, газ малодебит-

ных месторождений и другие

ресурсы. Технологические

потери природного газа на га-

зоперекачивающих станциях

одного только «Газпрома» со-

ставляют более 55 млрд м3/год.

В то же время неиспользуемые

ресурсы газа в России эквива-

лентны 7 млрд тонн перерабо-

танной нефти.

Данные ресурсы не исполь-

зуются по причине отсутствия

эффективных технологий и

оборудования для переработки

газа. Предлагаемые проекты

«Ренфорс – Новые технологии»

направлены на вовлечение в

топливный баланс страны не-

используемых источников угле-

водородного сырья. Сжигаемый

на факелах ПНГ, низконапор-

ный газ (ННГ), газ удаленных от

магистральной системы место-

рождений, газ с высоким содер-

жанием сернистых соединений

и прочих, не имеющих коммер-

ческого интереса для монопо-

лий, источников вполне можно

задействовать в энергообеспе-

чении страны.

С целью вовлечения в перера-

ботку неиспользованных ресур-

сов газа разработана уникаль-

ная технология GTL.

GTL-технология основана

на переработке газа в жидкие

углеводороды химическим спо-

собом. Получаемый продукт на-

зывается синтетическая нефть,

транспортировка которой в пять

раз дешевле, чем транспорти-

ровка традиционного газа.

Эта технология обладает

огромными перспективами,

ведь месторождения газа в

России находятся в основном

в труднодоступных удаленных

местах. Чтобы добытый газ от-

туда доставить потребителю,

необходимо строить газопро-

воды. Сегодня такие проекты

крайне нерентабельны. На-

много выгоднее построить не

газопровод, а переработать

газ в синтетическую нефть,

дальнейшая транспортировка

которой не потребует боль-

ших затрат – она или смеши-

вается с природной нефтью и

идет по нефтепроводу, или ис-

пользуется обычный наливной

транспорт, будь то морской,

железнодорожный или автомо-

бильный путь.

Инжиниринговая компания «Рен-форс – Новые технологии» основана в 2009 г. Занимается разработкой и про-изводством оборудования для нефте-перерабатывающих комплексов и ком-плексов по производству альтернатив-ных видов топлива. Генеральный дирек-тор – Владимир Кирячек.

GTL-технология основана на переработке газа в жидкие углеводороды химиче-ским способом. Получаемый продукт называется синтетическая нефть, транспорти-ровка которой в пять раз дешевле, чем транспортировка традиционного газа.

Эта технология обладает огромными перспективами, ведь месторождения газа в России находятся в основном в труднодоступных удаленных местах. Чтобы добы-тый газ оттуда доставить потребителю, необходимо строить газопроводы. Сегодня такие проекты крайне нерентабельны. Намного выгоднее построить не газопровод, а переработать газ в синтетическую нефть, дальнейшая транспортировка которой не потребует больших затрат – она или смешивается с природной нефтью и идет по нефтепроводу, или используется обычный наливной транспорт, будь то морской, железнодорожный или автомобильный путь.Вс

е ф

ото

– «

Ренф

орс

– Н

овые

тех

ноло

гии»


На данный момент компанией

«Ренфорс – Новые технологии»

разрабатываются проекты двух

типов блочно-модульных уста-

новок GTL с объемами перера-

ботки 5 и 50 млн куб. нм/год по

входящему газу, которые легко

масштабируются.

Рассмотрим подробнее со-

ставные части комплекса произ-

водства синтетической нефти и

синтетического жидкого топлива

(СЖТ) из попутного нефтяного

газа.

Состав типового комплекса

производства синтетической

нефти и СЖТ:

1. модуль первичной сероо-

чистки газа;

2. модуль доочистки газа;

3. модуль газокомпрессорной

станции;

4. реакторный блок;

5. модуль воздушно-

компрессорной станции;

6. модуль подготовки катали-

затора;

7. блок теплообмена;

8. модуль водоподготовки;

9. энергоблок;

10. модуль операторной.

Блочно-модульные комплексы

GTL позволяют перерабатывать

газ в транспортабельный про-

дукт с высокой добавленной

стоимостью – синтетическую

нефть. Конечный продукт пере-

работки – синтетическое дизель-

ное топливо стандарта Евро-4 и

выше. Это топливо определено

ассоциацией ASFE в качестве

приоритетного моторного топли-

ва для автомобильного транс-

порта. Именно применение

блочно-модульных комплексов

позволит достичь уровня утили-

зации попутного нефтяного газа

в России не менее 95%.

В блочно-модульный ком-

плекс (БМК) входит блок очист-

ки газа от сероводорода и

меркаптанов. Для переработки

ПНГ, имеющего в своем соста-

ве фракции СЗ и выше, в блоке

конверсии предусмотрен реак-

тор предриформинга. При на-

личии давления входящего газа

выше 10 бар возможна работа

комплексов без применения

газовых компрессоров. Выход

синтетической нефти из 1 нм3

газа составляет в среднем

500 г. Оборудование разме-

щается в 20- или в 40-футовых

морских контейнерах. Произ-

водительность комплекса про-

изводства синтетической неф-

ти и СЖТ составляет от 10 до

50 млн нм3/год. Необходимая

общая площадь под комплекс:

на 10 млн нм3/год – 1000 м2; на

50 млн нм3/год – 3000 м2.


Можно выделить следую-

щие преимущества блочно-

модульных комплексов: возмож-

ность серийного производства

БМК; высокая взаимозаменяе-

мость блоков комплекса в за-

висимости от состава ПНГ; бы-

стрый монтаж комплекса на

месторождении; регулирование

производительности комплек-

са за счет количества модулей

в зависимости от объема ПНГ;

адаптация

к любым климати-

ческим условиям; монтаж БМК

не требует капитального строи-

тельства на месторождении.

Комплекс производства электрической энергииРассмотрим также комплекс

производства тепловой и элек-

трической энергии путем утили-

зации попутного нефтяного газа.

Блочно-модульное энергетиче-

ское оборудование, включая

модули сероочистки и осушки

т о п л и в н о -

го газа, мобильно и

транспортабельно. Повторное

использование избыточного теп-

ла и давления газа позволяет

сократить количество агрегатов

в комплексе и снизить его стои-

мость. Таким образом, затраты

нефтедобывающих компаний на

приобретение и эксплуатацию

энергетического оборудования

снижаются в разы.

Состав типового комплекса

для выработки электрической и

тепловой энергии:

1. сепаратор;

2. теплообменник;

3. смеситель;

4. система

сбора конденсата;

5. компрессор;

6. низкотемпературный вихре-

вой абсорбер;

7. газотурбинная электроуста-

новка / газопоршневая электро-

станция;

8. комплекс сероочистки.

Выработка тепловой и элек-

трической энергии произво-

дится на газотурбинных элек-

тростанциях мощностью 1, 2,5,

6 и 8 МВт.

ВыгодыБлагодаря новым технологиям

переработки неиспользуемых

ресурсов газа происходит обе-

спечение прилегающих террито-

рий электроэнергией и теплом.

Специализация компании «Ренфорс – Новые Технологии»:

- разработка технологических процессов (тепломас-сообмен, газодинамика и др.) подготовки природного газа, попутного нефтяного газа, сланцевого газа (се-роочистка, сепарация);

- разработка технологических процессов производ-ства электрической и тепловой энергии;

- разработка технологических процессов производ-ства из газа синтетической нефти и синтетического мо-торного топлива (газохимические процессы GTL – «газ в жидкость»);

- прочностные расчеты оборудования, работающего под давлением;

- документация на ремонт технологического оборудо-вания химических, нефтехимических и газоперерабаты-вающих производств, работающего под давлением;

- рабочая конструкторская документация на насосно-турбокомпрессорное оборудование, с выездом к заказ-чику для снятия эскизов с узлов и агрегатов;

- рабочая конструкторская документация на техно-логическое оборудование для взрывоопасных техноло-гических объектов по промышленным образцам обо-рудования и запасных частей.

Научно-техническая продукция компании «Ренфорс – Новые Технологии»:

- двухтопливные газотурбинные электростанции мощностью 1 МВт; 2,5 МВт; 4 МВт; 6 МВт;

- блочно-модульные комплексы производства элек-трической и тепловой энергии, включая сероочистку и сепарацию газа;

- блочно-модульные комплексы производства синтети-ческой нефти и синтетического моторного топлива;

- автономные блочно-модульные комплексы произ-водства цемента, обжига керамзита, обжига кирпича с использованием тепла выхлопных газов газотурбин-ных энергоустановок.

Разрешения на применение и сертификаты соот-ветствия:

- имеются разрешения на изготовление газотурбин-ных электростанций (ГТУ);

- имеются разрешения на осуществление деятельно-сти по изготовлению объектов котлонадзора и запас-ных частей для насосно-компрессорного, турбинного и ГТУ-оборудования;

- имеются сертификаты соответствия Госстандарта России;

- на новую технику (блочно-модульные комплексы) разрешительные документы в оформлении.

Стандартное и нестандартное оборудование, машин-ное оборудование и запасные части из углеродистых, низколегированных и нержавеющих сталей.

На данные виды продукции имеются все необхо-димые разрешения на осуществление деятельности по изготовлению объектов котлонадзора и запасных частей для насосно-компрессорного и турбинного обо-рудования.

Есть сертификаты соответствия Госстандарта Рос-сии на все виды продукции.

Разрешения предоставляют право на изготовление оборудования, работающего во взрывопожароопасных

цехах предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности.

Сепараторы газовые и воздушные, теплообменники, конденсаторы, холодильники, испарители на рабочее давление до 16 МПа (160 кгс/см2), диаметром от 273 до 2600 мм, весом до 50 тонн (в том числе и повышенной тепловой эффективности):

- расширители буровые бочкообразные диаметром 400–1800 мм;

- различные расходные материалы для бурового комплекса (сухари, плашки, зубья и т. д.);

- токосъемные кольца;- путевые подогреватели нефти типа ПНПТ-0,63 и

1,6 мВт; - различное емкостное и нестандартное оборудова-

ние (аппараты, резервуары горизонтальные и верти-кальные, емкости различных типов);

- разъемные металлоконструкции различных моди-фикаций;

- газовые и воздушные сепараторы центробежные вихревые типа СМВ;

- автоматизированные котельные установки типа ТКУ, работающие на попутном нефтяном газе.

Колонны диаметром от 800 до 2600 мм, высотой до 30 м:- колпачковые;- ситчатые;- насадочные (тарелки к перечисленным выше ти-

пам колонн); - кожухотрубчатые с неподвижными трубными ре-

шетками;

На п

рава

х ре

клам

ы

Схема размещения на месторождении комплекса БМК

переработка


Синтетическая нефть может

транспортироваться по нефте-

проводам и нефтеналивным

транспортом. Компонентами

синтетической нефти являются:

дизельное топливо, бензин и ке-

росин. Одним из главных плюсов

новых технологий является воз-

можность получения непосред-

ственно на месторождениях син-

тетического дизельного топлива

стандарта Евро-4.

Емкость рынка блочно-

модульных комплексов России

и Казахстана исчисляется сот-

нями. Увеличение количества

комплексов позволит активно

разрабатывать газоконденсат-

ные месторождения, такие как

Ангаро-Ленское, Ковыкта и др.

А поступление в трубопровод

Восточная Сибирь – Тихий океан

синтетической нефти повысит

качество и количество продукта

и сделает более рентабельным

экспорт нефти в Китай.

Блочно-модульные комплексы

переработки газа в стабильные

синтетические продукты имеют

высокий экспортный потенци-

ал. В приобретении блочно-

модульных комплексов заин-

тересованы страны, имеющие

ресурсы газа, но удаленные от

рынков его сбыта.

Социальные аспекты проек-

та следующие: эффективное

использование производствен-

ного и трудового потенциала

промышленных предприятий и

высокотехнологичного маши-

ностроения регионов России;

создание условий для разви-

тия экономики и повышения

инвестиционной привлекатель-

ности регионов России; соз-

дание условий для реализации

научного и производственного

потенциала молодых ученых

в регионах России; создание

новых рабочих мест; повыше-

ние благосостояния населения

России.

Экологические аспекты реа-

лизации проекта также немало-

важны. Благодаря новым техно-

логиям произойдет снижение

количества вредных выбросов

в местах добычи и переработки

углеводородного сырья, а также

улучшение экологических усло-

вий проживания населения.

Ожидаемыми результатами

реализации проекта являют-

ся: увеличение нефтегазового

ресурса России; создание но-

вых рабочих мест; обеспечение

энергоресурсами удаленных

регионов; привлечение крупных

иностранных инвестиций; экс-

порт нефтегазового оборудова-

ния; укрепление международ-

ного сотрудничества; развитие

транспортной инфраструктуры;

улучшение экологической си-

туации в нефтегазодобывающих

регионах России.

- кожухотрубчатые с компенсатором на кожухе;- с U-образными трубами;- с плавающей головкой;- труба в трубе;- подогреватели воды сетевые;- аммиачные испарители и конденсаторы;- трубные пучки всех видов теплообменников;- крышки плавающих головок;- корпуса теплообменников.

Емкостное оборудование весом до 50 т:- емкости объемом от 2 до 100 м3 (горизонталь-

ные, вертикальные), рабочим давлением до 16 МПа (160 кгс/см2);

- воздухосборники объемом от 4 до 25 м3, рабочим давлением 0,6; 0,9; 1,6; 2,5 МПа (6; 9; 16; 25 кгс/см2).

Энергетическое оборудование:- котлы-утилизаторы химических производств рабо-

чим давлением до 10,5 МПа (105 кгс/см2); - испарительные поверхности котлов-утилизаторов.

Детали трубопроводов пара и горячей воды; техно-логических трубопроводов химических, нефтехимиче-ских и газоперерабатывающих производств давлением до 32 МПа (320 кгс/см2):

- отводы сварные, гнутые с радиусом гиба более 3,5 диаметра трубы;

- переходы, тройники, оребренные трубы диаметром 73-168 мм;

- компенсаторы линзовые на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2), условный проход от 200 до 2000 мм;

- компенсаторы сальниковые;- спирально-навитые прокладки (асбест +

нержавеющая лента) диаметром от 10 до 1500 мм.

Запасные части к компрессорному и турбинному оборудованию:

- роторы компрессоров аммиачных, воздушных, природного газа (рабочие колеса клепаные, сварные, паяные, сварно-паяные), скорость вращения 6000–16000 об/мин, диаметром 200–1200 мм;

- уплотнения торцовые, сотовые, лабиринтные, масляные;

- роторы газодувок, азотодувок, воздуходувок из углеродистой, легированной, нержавеющей сталей (рабочие колеса клепаные, сварные диаметром до 2000 мм);

- роторы турбин приводов насосов (5000 об/мин) из высоколегированной стали;

- подшипники опорные, опорно-упорные;- паровые уплотнения;- клапаны стопорные, регулирующие;- аппараты воздушного охлаждения лопастные

(лопасти клепанные из оцинкованной стали, сварные – стальные, алюминиевые) размерами 11–20 футов;

- зубчатые передачи, модуль до 8 мм, степень точности – 6;

- муфты зубчатые, пластинчатые.

Насосное оборудование и запасные части к нему:- агрегаты насосные водокольцевые вакуумные,

используются с экструдерами в производстве кирпича, черепицы; роторы насосов для воды,

химически нейтральных, химически активных и агрессивных жидкостей, жидкостей с посторонними включениями, для нефтепродуктов, консольные, одноступенчатые, многоступенчатые, скорость вращения от 800 до 16 000 об/мин;

- колеса рабочие к насосам с односторонним, двойным входом, сварные, герметичные, диаметром от 80 до 1500 мм;

- уплотнения торцовые для водяных и химических насосов одинарные, двойные с элементами вторичных уплотнений из фторопласта, резины, материалы пар трения БСГ-30 + титан по БСГ-30 + титан; ГАКК 55-40 по ГАКК 55-40; А01500С05 по стеллиту;

- роторы, рабочие колеса, уплотнения торцовые, пары трения к торцовым уплотнениям, подшипники опорные, опорно-упорные к насосам, закупленным по импорту;

- ремонт химического и энергетического оборудования, роторов турбин, компрессоров, насосов с изготовлением лопаток, рабочих колес и т. д.

«Ренфорс – Новые технологии»: 125252, РФ, Москва, Вторая Песчаная, 4. Тел/факс: + 7 495 411 5111.443031, РФ, Самара, Солнечная, 79/1. Тел/факс: + 7 846 225 3571.P.O. BOX 16111 Rak, United Arab Emirates. Phone: + 971 55 8123681 E-mail: [email protected] www.syngaz.ruwww.motorsich.ruwww.synfuelenergy.com

3D−модель завода по производству синтетической нефти


транспортировка

55 млрд кубометров газа в годУже в конце текущего года множество европейских потребителей смогут получить первый газ из России по «Северному потоку»Александр Широких

Первая нитка5 мая 2011 года на дне Бал-

тийского моря была завершена

укладка первой нитки газопро-

вода «Северный поток». Три

секции, из которых состоит

первая нитка, будут соединены

между собой прямо на морском

дне в водах Финляндии и Шве-

ции летом текущего года.

Уже построены береговые пе-

ресечения в России и Германии.

Осталось всего лишь около

полугода до того момента, как

европейские потребители полу-

чат первый природный газ, при-

шедший к ним по «Северному

потоку».

Компания Nord Stream за-

вершила строительство первой

из двух ниток газопровода в

соответствии с графиком – за

13 месяцев. И это несмотря на

чрезвычайно сложные погодные

условия Балтийского моря, ко-

торые вынуждали делать неза-

планированные перерывы в ра-

боте. В любой момент времени

в различных частях акватории

Балтики на проекте работало

не менее 30 судов, и все работы

выполнялись в полном соответ-

ствии с планом.

Уложиться в график также по-

могла «зеленая» логистика ком-

пании Nord Stream, которая обе-

спечила наиболее эффективный

и безопасный для окружающей

среды график производства и

доставки на трубоукладочные

суда 202 тысяч 23-тонных труб с

бетонным покрытием, необходи-

мых для строительства обеих ни-

ток газопровода. Суть концепции

заключается в том, что логисти-

ческие терминалы размещены

таким образом, что транспорт-

ным судам не требуется пере-

мещаться более чем на 185,2 км

для того, чтобы доставить трубы

к месту строительства.

Трубоукладочное судно

Castoro Sei итальянской компа-

нии Saipem (дочерняя компания

ENI) уложило большую часть

первой нитки. В настоящее вре-

мя судно проходит комплексное

техническое обслуживание в

Турку (Финляндия).

Все трубы первой нитки газо-

провода произведены в Герма-

нии и России и покрыты утяже-

ляющим бетонным покрытием в

Финляндии и в Германии. Каж-

дая труба была подвергнута

тщательной проверке.

Последняя труба первой нитки газопроводаПоследняя труба первой нит-

ки газопровода «появилась на

свет» 10 ноября 2009 года в не-

мецком городе Диллинген, где

компания Dillinger Hutte GmbH

произвела толстостенный сталь-

ной лист, предназначенный для

ее изготовления.

8 января 2010 года на заводе

компании Europipe GmbH в Мюль-

хайме этот лист был превращен

в 12-тонную 12-метровую трубу

диаметром 48 дюймов. Затем тру-

ба прибыла поездом в располо-

женный на балтийском побере-

жье Германии город Мукран, где

она была покрыта утяжеляющим

бетонным покрытием на заводе

французской компании Eupec S.A. Бетонное покрытие почти

удвоило вес трубы до 23 тонн

для обеспечения дополнительной

стабильности на морском дне.

North European Gas Pipeline Company создана компаниями «Газпром», BASF и E.ON в декабре 2005 г. с целью подготовки технико-экономического обоснования, строи-тельства и последующей эксплуатации магистрального газопровода «Северный по-ток». В октябре 2006 г. переименована в Nord Stream. В 2008 г. появляется четвертый акционер – N.V. Nederlandse Gasunie, купивший у немецких акционеров по 4,5% их долей. В июне 2010 г. к проекту подключается пятый акционер – GDF Suez, также выкупивший у немцев по 4,5%.

Акционеры: «Газпром» (51%), Wintershall Holding GmbH (15,5%), E.ON Ruhrgas AG (15,5%), N.V.Nederlandse Gasunie (9%), GDF SUEZ S.A. (9%).

Планируемый объем инвестиций – 7,4 млрд евро.Штаб-квартира – Цуг (Швейцария). Имеет филиал в Москве.Штат – 160 человек.Управляющий директор – Маттиас Варниг.Технический директор – Сергей Сердюков.Председатель комитета акционеров – Герхард Шредер.

Все

фот

о –

Nor

d St

ream


11 апреля 2011 года труба

доставлена на складской тер-

минал компании Nord Stream

в городе Слите на шведском

острове Готланд. Здесь она

ожидала своей очереди и 3

мая 2011 года была вывезена

в море для погрузки на трубоу-

кладочное судно Castoro Sei,

оператором которого является

итальянская компания Saipem

S.p.A. Странствие последней

трубы первой нитки газопро-

вода «Северный поток» завер-

шилось 4 мая, когда ее подали

на монтажную линию трубоу-

кладочного судна, обработали

и приварили к другой трубе, а

ее торец закрыли специальной

заглушкой. Затем двухтрубную

плеть длиной 24 м соединили с

основной плетью газопровода

и уложили в точно заданную

позицию на морском дне – на

километровой отметке 674,

т. е. на расстоянии 674 км от

начальной точки газопровода

на российском берегу и рядом

с первой трубой, уложенной

судном Castoro Sei в апреле

2010 года.

Вторая ниткаПосле техобслуживания в

Финляндии трубоукладочное

судно Castoro Sei возобновит

работы по укладке второй нитки,

завершение которой запланиро-

вано на весну 2012 года. Судно

Solitaire компании Allseas будет

осуществлять укладку анало-

гичного отрезка второй нитки в

Финском заливе.

Планируется, что газопро-

водная система, состоящая из

двух ниток, выйдет на проектную

мощность в четвертом квартале

2012 года.

После завершения строи-

тельства обеих ниток в конце

2012 года «Северный поток»

сможет транспортировать из

России в Европу 55 млрд м3 газа

в год, что достаточно для обе-

спечения 26 млн домохозяйств.

По словам управляющего ди-

ректора компании Nord Stream

Маттиаса Варнига, ни один из

других планируемых газопрово-

дов производительностью более

10 млрд м3 не будет введен в экс-

плуатацию раньше 2015 года.

ФинансированиеБюджет «Северного потока»

составляет 7,4 млрд евро. Не-

мало. На вторую фазу строи-

тельства «Северного потока»

30% средств выделяют акцио-

неры, остальные деньги при-

влекаются на международных

финансовых рынках. В строи-

тельстве второй ветки газопро-

вода примут участие 24 между-

народных банка.

После того, как в 2008 и 2010

годах к проекту присоедини-

лись два новых акционера –

голландский Gasunie и фран-

цузский GDF Suez, доли среди

акционеров распределены сле-

дующим образом: 51% принад-

лежит «Газпрому», по 15,5% –

немецким компаниям Wintershall Holding (дочерняя компания

BASF) и E.ON Ruhrgas (дочерняя

компания E.ON), по 9% – Gasunie

(Нидерланды) и GDF Suez

(Франция). E.ON Ruhrgas приоб-

ретает природный газ в России

уже 30 лет и является крупней-

шим иностранным акционером

«Газпрома» (6,4%).

Примечательно и очень важ-

но для Европейского союза, что

столь дорогостоящий проект ре-

ализуется за счет частных инве-

сторов, а не средств налогопла-

тельщиков. По словам Маттиаса

Варнига, в связи с землетря-

сениями и цунами в Японии и

повальными государственны-

ми переворотами в Северной

Африке, актуальность прямого

газопровода между Европой и

Россией возрастает многократ-

но. «Северный поток» позволит

улучшить энергобезопасность

Европы минимум на ближайшие

50 лет.

ПодрядчикиНемаловажным фактором

в успехе «Северного потока»

стали и бизнес-партнеры и

подрядчики проекта. Основ-

ные контракторы выбирались

путем тендеров. В основном

это были европейские ком-

пании, среди которых Матти-

ас Варниг выделяет Saipem

(Италия, трубоукладка), Eupec

PipeCoatings (Франция, покры-

тие для труб).

Непосредственно производ-

ством труб для строительства

второй линии газопровода за-

нимались три компании, ото-

бранные из шести участников

тендера: Europipe (Германия),

Объединенная металлурги−ческая компания («ОМК») и

Sumitomo (Япония). В общей

сложности три компании про-

извели 1 млн стальных труб для

второй линии «Северного по-

тока». При этом 65% заказа по-

лучила Europipe, 25% – «OMK» и

10% – Sumitomo.

Напомню, что для первой ли-

нии газопровода 75% труб про-

извела Europipe и 25% – Выксун−ский металлургический завод

(«ВМЗ»), входящий в состав

«ОМК». Тогда «ВМЗ» изготовил

более 260 тыс. тонн труб диаме-

тром 1220 мм с толщиной стен-

ки 30,9, 34,6 и 41,0 мм из стали

класса SAWL 485 IFD (X70). Тру-

бы с толщиной стенки 41 мм –

уникальные по своим характери-

стикам трубы, выдерживающие

давление в 220 атмосфер. Все-

го для первой и второй очере-

ди строительства газопровода

Nord Stream на «ВМЗ» было про-

изведено более 460 тыс. тонн

труб большого диаметра.

Europipe, крупнейший произ-

водитель труб в мире, изготовил

для Nord Stream около 990 км

Основные цифры проекта «Северный поток»

Маршрут Выборг–Грайфсвальд

Длина 1224 км

Пропускная способность 55 млрд куб. м в год (2 линии x 27,5)

Потребители 26 млн домохозяйств

Бюджет 7,4 млрд евро

Максимальная глубина воды 210 м

Диаметр 1153 мм

Проектное давление 220/200/177,5 бар

Толщина стенок 26,8–41 мм

Ресурсы

Южно-Русское нефтегазовое месторождение,

полуостров Ямал, Обско-Тазовская губа и

Штокмановские месторождения


транспортировка

(860 000 тонн) труб для первой

линии и около 850 км (714 000

тонн) труб большого диаметра

для второй линии. Все трубы

покрывались внутри и снару-

жи на производстве дочерней

компании Europipe – Muelheim PipeCoatings. Толщина стенок –

от 26,8 до 41 мм.

При производстве труб для

газопровода Nord Stream ис-

пользуется высококачествен-

ная сталь типа X70 с тройным

покрытием. Толщина стенок

трубопровода составит 26,8–41

мм в зависимости от давления

на различных участках трассы.

Давление снижается по мере

приближения к немецкой сторо-

не газопровода до 170 бар.

Внутренняя поверхность труб

будет обработана гладкостным

(антифрикционным) покрытием

с целью улучшения характери-

стик рабочей поверхности. Тру-

бопровод будет оснащен анти-

коррозионным полиэтиленовым

покрытием толщиной 4,2 мм и

бетонной «рубашкой» толщиной

от 60 до 110 мм, дополнительный

вес которой укрепит трубу на

дне моря. Для противодействия

выталкивающей силе (плавуче-

сти) необходимо использовать

приблизительно одну тонну бе-

тона на один метр трубы. Длина

каждой трубы составляет 12 ме-

тров.

ТехнологииПо проекту, разработанному

Nord Stream AG, морской газо-

провод протяженностью 1224 км

способен работать без проме-

жуточных компрессорных стан-

ций и состоит из трех секций

с различной толщиной стенки,

соответствующей различным

уровням рабочего давления вну-

три газопровода на протяжении

всего маршрута из России в Гер-

манию. Соединение этих секций

будет осуществляться под водой

в двух точках: весной в Финском

заливе на глубине около 80 м и

летом у побережья шведского

острова Готланд на глубине око-

ло 110 м.

Первая, российская, секция

(от 0 км до 297 км), идущая от

Выборга, лежит в Финском зали-

ве и имеет самое высокое дав-

ление – 220 бар. Толщина стенки

на этом участке газопровода,

как следствие, самая большая –

34,6 мм.

Во второй, центральной, сек-

ции (от 297 км до 675 км) про-


ектное давление составит 200

бар, для чего требуются трубы

30,9 мм.

Третья секция, юго-западная

(от 675 км до 1224 км), – са-

мая длинная. Она пролегает на

549 км, рассчитана на давление

в 170 бар, что позволило умень-

шить толщину стенки до 26,8 мм.

Первая и вторая секции со-

единены между собой весной

2011 года на глубине около 80

метров под водой. Вторая и

третья секции будут соединены

летом этого года на глубине при-

мерно 110 метров. Подводная

сварка, как правило, занимает

около недели.

Каждая из трех секций будет

подвергнута тщательной кали-

бровке и гидравлическим испы-

таниям на прочность до соеди-

нения в единую плеть и стыковки

с береговыми пересечениями в

России и Германии.

Пусконаладочные работы по

первой нитке начались в соот-

ветствии с графиком. Для пер-

вой и второй секций первой

нитки калибровка и гидравли-

ческие испытания на прочность

уже успешно завершены. В

ближайшее время начнутся ги-

дроиспытания третьей секции. В

точке берегового пересечения в

Германии все трубоукладочные

работы завершены и успешно

проведены гидроиспытания. На

береговом участке газопровода

в России испытания на проч-

ность запланированы на конец

мая – после завершения всех

монтажных работ. Вся система

целиком будет дополнительно

подвергнута тщательным испы-

таниям до ввода в эксплуатацию

в четвертом квартале 2011 года.

Безопасность и охрана окружающей средыОдин из факторов успеха

проекта «Северный поток» за-

ключается в том, что с самого

начала его реализации приори-

тетной задачей было обеспе-

чение технической и экологи-

ческой безопасности. Каждый

метр газопровода скрупулезно

планировался. Nord Stream ин-

вестировала более 100 млн евро

в изучение окружающей среды,

планирование трассы и разра-

ботку маршрута. Специалисты-

геофизики изучили более 40 000

километров Балтийского моря.

Более того, Nord Stream готова

поделиться своими исследо-

ваниями с учеными и теми, кто

занимается сохранением и улуч-

шением Балтийского моря.

В мае 2011 года было принято

решение о выделении дополни-

тельных 40 млн евро на програм-

му комплексного экомониторин-

га. В рамках данной программы

будут проводиться измерения

по 16 параметрам окружающей

среды, в том числе температуры

воды, концентрации соли и др.,

примерно в 1000 точках отбо-

ра проб в ходе строительства и

первых трех лет эксплуатации.

Маттиас Варниг отмечает, что по

ряду показателей фактическое

воздействие на окружающую

среду оказалось даже ниже, чем

прогнозировалось в ходе прове-

дения экологической оценки. На

Балтийское море не было оказа-

но никаких негативных эффек-

тов. Эстонское министерство

окружающей среды также под-

твердило, что никакого ущерба

морской, окружающей Эстонию

среде не нанесено.

«Северный поток» имеет дли-

ну 1224 км, что делает его одним

из самых длинных морских тру-

бопроводов в мире. Он состоит

из двух параллельных морских

линий от российских месторож-

дений в Европу, а также допол-

нительного маршрута для транс-

портировки газа. Данный проект

«европейского интереса» по

сути инфраструктурный. Он

сможет передавать 55 млрд м3

газа в год, что позволит 26 млн

европейских семей готовить еду

и отапливать дома и при этом не

нарушит европейских планов

по охране окружающей сре-

ды. На сегодня это крупнейший

успешный проект российско-

европейского сотрудничества.

Будем надеяться, не послед-

ний...


торги

В России появилась новая форма биржевых торгов – редукцион«АЕ Трейд Холдинг» реализует новый для российской биржи тип торговАнтон Ерохин, генеральный директор управляющей компании «УК АЕ Трейд»

В конце марта на бирже

СПбМТСБ состоялся первый

редукцион (аукцион «на пони-

жение»), в ходе которого бро-

керская компания «АЕ Трейд Холдинг» закупила для своего

клиента топочный мазут. Это

новый для российского бирже-

вого рынка тип торгов. Ранее

основной объем продаж неф-

тепродуктов приходился на дву-

сторонний встречный аукцион

(он же – просто биржевые тор-

ги), а также на аукционы «на

повышение», ежемесячно про-

водимые «ТНК−ВР».

У редукционов есть как ми-

нимум две многообещающие

сферы применения. Первая

– закупки нефтепродуктов гос-

компаниями на биржах. Вторая

– организация тендеров по за-

купке топлив крупными потреби-

телями. В конце мая «АЕ Трейд

Холдинг» провел на СПбМТСБ

еще один успешный редукцион

по закупке мазута, значит, новая

форма торгов набирает попу-

лярность.

Более широкое распростране-

ние аукционов «на понижение»

на биржевом рынке создаст еще

один индикатор в дополнение к

доступным сейчас – ценам сде-

лок на биржевых торгах, а также

сделок в ходе аукционов «на по-

вышение». Кроме того, резуль-

таты аукционов «на понижение»

наглядно продемонстрируют, ка-

кие скидки готовы предоставить

продавцы и на какие условия

оплаты продукции они согласны.

Для крупных потребителей

нефтепродуктов аукционы «на

понижение» на биржах – это

возможность сдержать рост за-

трат на топливо, доступность

клиринга и минимизация рисков,

связанных с ненадлежащим ис-

полнением поставщиком взятых

на себя обязательств.

Биржевые торги нефтепро-

дуктами в России в настоящее

время проводятся в нескольких

режимах: двусторонний встреч-

ный аукцион, односторонние

аукционы «на повышение»

или «на понижение», а также

«адресные» сделки.

«Невидимая рука рынка»Двусторонний встречный аук-

цион наиболее распространен

и является основным режимом

торгов на СПбМТСБ, НП МБНК

и бирже «Санкт-Петербург». В

2010 году из 7,87 млн т реализо-

ванных на биржах нефтепродук-

тов 7,56 млн т, или 96,1%, было

продано в ходе двустороннего

встречного аукциона. По коли-

честву сделок этот режим торгов

также был основным в 2010 году:

из 18,8 тыс. сделок 18,6 тыс., или

98,7%, заключено в ходе двусто-

ронних встречных аукционов.

К двусторонним встречным

аукционам относятся торги,

когда несколько участников по-

дают заявки на покупку и про-

дажу одного и того же товара,

а сделки заключаются по пере-

секающейся цене (то есть цены

в заявках на покупку и продажу

совпадают либо цена спроса

превышает цену предложения).

В рамках двустороннего

встречного аукциона цены сде-

лок изменяются в зависимости от

баланса спроса и предложения

в ходе торгов – «невидимой руки

рынка». Стремясь обеспечить

себя объемами востребованного

продукта, покупатели выстав-

ляют заявки с более высокими

ценами, и в результате цена то-

вара растет. Естественно, что в

ходе торгов может сложиться об-

ратная ситуация, когда под дей-

ствием низкого спроса продавец

снижает цену товара, и сделки

заключаются по ценам ниже пер-

воначального предложения.

Проведение биржевых торгов

в режиме двустороннего встреч-

ного аукциона потенциально по-

зволяет определить цену това-

ра, соответствующую текущему

уровню спроса и предложения

на рынке. При этом по итогам

торговой сессии цена может

вырасти, снизиться или не из-

мениться.

Вы по «адресу»!Согласно правилам торгов то-

варных бирж, «адресная» сдел-

ка – это сделка, заключенная на

основании «адресной» заявки

при наличии пересекающейся

встречной «адресной» заявки.

Совершение таких сделок до-

пускается правилами бирже-

вых торгов, при этом заявка на

«адресную» сделку должна со-

держать ссылку на контрагента,

которому адресовано предло-

жение.

Иными словами, сделка явля-

ется «адресной», если она за-

явлена как «адресная» ее сто-

ронами. Такими «адресными»

сделками за 2010 год продано

28,8 тыс. т нефтепродуктов, что

составило лишь 0,4% от суммар-

ного объема торгов. При этом в

прошлом году заключено все-

го 10 «адресных» сделок. Это

мизер применительно к объему

торгов и количеству сделок за

2010 год.

«АЕ Трейд Холдинг» является брокером Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи, Биржи Санкт-Петербурга, Межрегиональной биржи неф-тегазового комплекса. Также является биржевым брокером Черниговского мини-НПЗ и независимого производителя масел и присадок НПП «Квалитет». Является членом Московской торгово-промышленной палаты и обладает брокерской лицен-зией ФСФР № 1524.

Впервые в истории биржевых торгов в России компания «АЕ Трейд Холдинг» вы-ступила организатором редукциона по закупке нефтепродуктов на бирже.

Закупка нефтепродуктов методом редукциона осуществляется для нужд пред-приятий химического холдинга «Фосагро» и для крупнейшего металлургического холдинга «Северсталь».

Генеральный директор управляющей компании «УК АЕ Трейд» – Антон Ерохин.

Все

фот

о –

«АЕ

Тре

йд Х

олди

нг»


Правилами торгов не запре-

щается продавать нефтепро-

дукты на специфических бази-

сах – ж/д-станциях, терминалах

и нефтебазах. Такие сделки не

заявляются как «адресные»,

при этом их нерыночный ха-

рактер выдают крупный объем,

весьма привлекательная цена,

а также заключение «на счет

три» – сделка мелькает в тор-

говом терминале, хотя до нее

не отображаются ни предложе-

ние, ни спрос. Количественно

оценить объем продаж нефте-

продуктов такими сделками

весьма сложно.

Смысл совсем не в том, объ-

явлена сделка как «адресная»

или она заранее согласована и

совершена в адрес конкретного

контрагента без соответствую-

щего упоминания в отчете о тор-

гах. Важно то, что эти объемы

нефтепродуктов не предназна-

чены для свободного рынка, со-

ответственно, цены таких сделок

не отражают баланс спроса и

предложения на рынке.

«На вырост»Односторонний аукцион «на

повышение» – сравнительно

распространенный режим тор-

гов. В 2010 году «ТНК-ВР» про-

дала в рамках аукционов «на

повышение» 277,2 тыс. т не-

фтепродуктов, из них немногим

более половины пришлось на

автомобильный бензин, осталь-

ное – на дизельное топливо.

«ТНК-ВР» до недавнего вре-

мени проводила аукционы на

СПбМТСБ в конце месяца, пред-

шествующего месяцу поставки

предлагаемых нефтепродуктов.

Стартовые цены компания объ-

являет во второй половине дня,

предшествующего аукциону.

В последние месяцы «ТНК-ВР»

реализует на аукционах неф-

тепродукты неделимыми лотами

по 1,08 тыс. т – это крупный объ-

ем, однако он близок к верхней

границе типичной спотовой пар-

тии топлива, торгуемой на рынке

России. Ранее производитель

варьировал размер лота от 0,9

до 3,06 тыс. т, и в ряде случаев

крупные лоты не были востребо-

ваны покупателями. Так, в апре-

ле, июле и октябре 2010 года

«ТНК-ВР» продавала на аукцио-

не 16,6–18,7 тыс. т нефтепродук-

тов, хотя в лучшие месяцы ком-

пании удавалось реализовать

свыше 40 тыс. т топлива.

В I квартале 2011 года «ТНК-

ВР» продала на аукционах

94 тыс. т нефтепродуктов. Худ-

шим месяцем в отношении

объема торгов был январь, хотя

это отчасти можно списать на

сезонное сокращение спроса

на моторные топлива на вну-

треннем рынке. В феврале ком-

пания реализовала на аукционах

32,4 тыс. т нефтепродуктов, а в

марте – уже 41 тыс. т.

В последние месяцы резуль-

таты аукционов воспринимались

участниками рынка в качестве

ориентиров в отношении цен и

ситуации на рынке в следующем

месяце. «ТНК-ВР» в мае 2011

года решила не проводить аук-

цион «на повышение» и органи-

зовала его 8 и 9 июня. По всей

видимости, компания не желала,

чтобы результаты ее аукциона

стали ценовым ориентиром на

фоне сложностей на россий-

ском рынке автобензина.

Основной негатив, связанный

с аукционами «на повышение»,

заключается в доминировании

market-view продавцов над взгля-

дами покупателей на рынок и

цены. Аукцион «на повышение»

позволяет нефтяной компании

сформировать платежеспособ-

ный спрос на следующий месяц

и задать ценовые ориентиры для

спотового рынка.

В лучшем случае компания

сможет реализовать весь вы-

ставленный объем существенно

дороже по сравнению со старто-

выми ценами, а в худшем – про-

даст только часть, но не дешевле

стартовых цен. При этом никто

не мешает продавцу экспорти-

ровать нереализованный товар,

отгрузить его на собственные

нефтебазы либо реализовать

на спотовом рынке России. Все

это лишь подчеркивает сложив-

шуюся специфику российского

рынка нефтепродуктов, участни-

ки которого давно смирились с

более твердыми позициями про-

изводителей.

Кто ниже?Односторонний аукцион «на

понижение», или редукцион, –

новая форма торгов на россий-

ском биржевом рынке. Первый

такой аукцион состоялся 23 мар-

та 2011 года на бирже СПбМТСБ.

Аукцион провела брокерская

компания «АЕ Трейд Холдинг» в

интересах своего клиента – УК

«ФосАгро АГ».

На аукционе брокер закупил

для клиента 3,06 тыс. т мало-

зольного мазута М-100 V-вида

на станции Титан Октябрьской

ж/д (ст. назначения). «АЕ Трейд

Холдинг» объявил стартовую

цену мазута на уровне 11 400

руб./т на ст. Титан. В аукционе

приняли участие три продавца,

а победитель предложил цену

11 150 руб./т, по которой и была

заключена сделка.

Аукцион, проведенный «АЕ

Трейд Холдингом», имеет два от-

личия от «привычного» аукциона

«на повышение». Во-первых,

брокер провел аукцион по за-

купке продукции, а не по ее про-

даже. Во-вторых, предметом

торгов стал топочный мазут, а

до этого на аукционах реализо-

вывались только автомобильный

бензин и дизельное топливо.

Основное преимущество аук-

циона «на понижение» как типа

торгов для потребителей – в

фиксированной максимальной

цене товара. Если не рассматри-

вать крайний случай, когда пред-

ложенная покупателем цена не

устроит ни одного продавца, то

потребитель либо приобретет

топливо по стартовой цене, либо

сможет добиться некоторой

скидки. Аукционы «на пониже-

ние» могут сдержать рост затрат

на топливо у крупных компаний,

ведь увеличение затрат на то-

пливо является одним из слагае-

мых потребительской инфляции.

В конце мая «АЕ Трейд Хол-

динг» провел на СПбМТСБ еще

один успешный редукцион по

закупке мазута для УК «ФосАгро

АГ». Брокер закупал топливо на

ст. Титан и Апатиты в объеме 1,62

тыс. т на каждом базисе. Старто-

вая цена мазута была объявлена

на уровне 11 250 руб./т для обо-

их базисов поставки. Топливо на

ст. Титан закуплено по 11 050

руб./т, что на 200 руб./т дешев-

ле по сравнению со стартовой

ценой. На ст. Апатиты «АЕ Трейд

Холдинг» закупил топливо по

9980 руб./т, что на 1270 руб./т

дешевле стартовой цены.

Редукцион в потенциалеАукционы «на понижение»

должны стать широко распро-

страненной формой торгов на

российском биржевом рынке.

Одной из возможных сфер при-

менения редукционов являются

закупки нефтепродуктов на бир-

жах госкомпаниями, органами

исполнительной власти и уни-

тарными предприятиями. Сейчас

эта группа покупателей не имеет

права приобретать нефтепро-

дукты на биржевых торгах, но в

скором времени законодатель-

ные ограничения могут быть

сняты, и на биржах появятся гос-

заказчики и их уполномоченные

брокеры.

Ожидается, что участие гос-

заказчиков в биржевых торгах

будет регламентировано в рос-

сийском законодательстве. В

частности, в специальном поста-

новлении Правительства может

быть определен объем закупки

нефтепродуктов госзаказчика-

ми на биржевых торгах. Также

постановлением Правительства

возможно уточнить формы орга-

низации торгов, в ходе которых

госзаказчики смогут закупать

нефтепродукты на биржах, огра-

ничив этот перечень аукциона-

ми «на понижение» и двойным

встречным аукционом либо толь-

ко редукционами. Так государ-

ство могло бы поспособствовать

более широкому распростране-

нию аукционов «на понижение»

на российском биржевом рынке.

Еще одна сфера применения

– перевод в электронное русло

ежемесячных тендеров по закуп-

ке нефтепродуктов. В настоящее

время многие крупные потреби-

тели топлив проводят тендеры

по закупке нефтепродуктов на

внебиржевом рынке. Такие же

тендеры можно организовать на

биржах в форме аукционов «на

понижение». В пользу редукцио-

на на бирже – наличие полно-

ценного клиринга и минимизация

рисков, связанных с недобро-

совестным исполнением обяза-

тельств контрагентом.

Структура сделок с нефтепродук−тами в ходе различных режимов торгов в 2010 году

Структура продаж нефтепродуктов в ходе различных режимов торгов в 2010 году


безопасность

Риск под контролемСистемы безопасности в соответствии с требованиями SIL и ExАлександр Рябчинский, к. т. н., руководитель группы технической поддержки компании «Феникс Контакт РУС»

На всех стадиях существова-

ния ответственных производств

и установок, от проектирования

до их эксплуатации, вопросы,

связанные с обеспечением необ-

ходимого уровня функциональ-

ной безопасности (SIL) и взры-

вобезопасности (Ex), занимают

одно из главных мест. Причина

этого понятна. Отказ машин,

механизмов или программного

обеспечения может привести к

самым серьезным последстви-

ям, особенно в оборудовании,

которое функционирует в по-

тенциально взрывоопасной

атмосфере. Соответствие тре-

бованиям этих стандартов (Ex

и SIL) является важнейшим из

требований к устройствам и ком-

понентам, предназначенным для

систем безопасности технологи-

ческих процессов.

Три-четыре года назад око-

ло 5% искробезопасных цепей

должны были соответствовать

требованиям SIL. В настоя-

щее время эта цифра увели-

чилась примерно до 20%. В то

же время стандарт МЭК 61511

«Функциональная безопас-

ность. Приборные системы

безопасности для технологиче-

ских процессов в промышлен-

ности» рекомендует в прило-

жениях, предназначенных для

обеспечения безопасности,

всегда использовать искробе-

зопасное оборудование, соот-

ветствующее SIL, если это воз-

можно. Достигнуть абсолютной

безопасности невозможно, но

возможно максимально сни-

зить риск при возникновении

нештатных ситуаций.

Различные опасные факторы и оценка рисковВ то время как стандарт

МЭК 61508 является руково-

дящим документом для произ-

водителей оборудования, МЭК

61511 предназначен для тех,

кто проектирует и затем экс-

плуатирует системы безопас-

ности технологических про-

цессов в нефтяной, газовой,

химической промышленностях.

Когда технологи, специалисты

по безопасности производства

и инженеры выполняют оценку

опасных факторов и рисков,

то они определяют, насколь-

ко производство или система

представляет опасность для

персонала. Существует опре-

деленный порядок проведения

анализа рисков, но на прак-

тике оценка функциональной

безопасности и степени взры-

возащиты производится одно-

временно. В результате опреде-

ляется необходимый уровень

уменьшения рисков в целях

минимизации опасности до при-

емлемого уровня.

При использовании или про-

изводстве горючих веществ и

материалов осуществляется

проверка концентрации этих

веществ в воздухе, опреде-

ляется присутствие взрывоо-

пасных веществ в количестве,

достаточном для создания

взрывоопасной атмосферы.

Затем потенциально опасные

области делятся на зоны, в за-

висимости от частоты и веро-

ятности возникновения взры-

воопасной атмосферы, а затем

выбирается соответствующий

вид взрывозащиты.

Выбор видов взрывозащи-

ты совместно с проведенной

оценкой рисков являются осно-

вой для определения уровня

функциональной безопасности

(SIL).

Снижение риска в системах безопасности производственных процессов

При анализе рисков опреде-

ляются эффекты, которые могут

возникнуть в случае аварийной

ситуации, в соответствии с опре-

деленным уровнем SIL. Кроме

того, принимаются во внимание

частота и вероятность возник-

новения такой ситуации. В МЭК

61511-3 приводятся различные

методы анализа рисков, но один

из наиболее часто используе-

мых методов – это диаграмма

рисков.

При создании системы без-

опасности производства или

установки используется ин-

струментальная система без-

опасности (Safety Instrumented

Systems (SIS), в которой каж-

дый элемент по обеспечению

безопасности в случае неис-

правности должен перейти в

безопасное состояние, напри-

мер, безопасное отключение.

Все компоненты, использую-

щиеся в SIS, должны соответ-

ствовать SIL и в случае отказа

переходить в гарантированно

безопасное состояние.

Получается, что мероприятия

на основании анализа рисков в

отношении обеспечения взры-

возащиты по умолчанию не спо-

собствуют снижению рисков в

соответствии с SIS, но поскольку

они также выполняют функции

безопасности, то должны рас-

сматриваться как часть SIS.

Рассмотрим пример, когда

технология производства требу-

ет смешивать различные хими-

ческие вещества. Машина, кото-

рая осуществляет смешивание,

имеет несколько датчиков уров-

ня для контроля заполнения

емкости в соответствии с

требованиями технологии.

Сама емкость, а также под-

ходящие к ней и отходящие

от нее трубы герметичны

и не имеют мест для

утечек взрывчатых

веществ. Однако в

емкости присутству-

ет технологический

трубопровод, через

который в исключи-

тельных случаях про-

Диаграмма рисков с результатами выбора уровня SIL

Искробезопасные барьеры серий PI-Ex и MACX MCR Ex


изводится ее заполнение, т. е. в

этом месте при определенных

условиях возможна утечка взры-

воопасных веществ.

В целях снижения риска

взрыва область около трубо-

провода для ручного запол-

нения классифицируется как

взрывоопасная зона 1, так как

взрывоопасная атмосфера

может здесь присутствовать

кратковременно в процессе

нормальных режимов работы

установки. Датчики контроля

концентрации вредных газов

в районе емкости позволяют

регулировать систему венти-

ляции, но не исключена воз-

можность появления взры-

воопасных газов в некоторых

случаях, в результате каких-

либо аварийных ситуаций. На

основании этого помещение

классифицировано как взры-

воопасная зона 2.

Все применяемые устройства

должны иметь тип взрывозащи-

ты «искробезопасная цепь», за

исключением двигателя, кото-

рый должен обладать защитой

вида «повышенная безопас-

ность». Датчики уровня измеря-

ют параметры в зоне 0, поэтому

будут иметь исполнение Ex II 1

G Ex ia. Все устройства, рас-

положенные в зоне 1, такие как

соединительная арматура, кла-

паны, должны соответствовать

EX II 2 G Ex ib, а остальные

устройства, расположенные

в зоне 2, должны как

минимум соответ-

ствовать EX II 3 G Ex

n, а лучше – EX II 3 G

Ex ic.

Дополнитель-

ные искробезо-

пасные датчики,

установленные на

емкости для указания

максимального и мини-

мального уровня, получают свои

значения из зоны 0 и, в зависи-

мости от исполнения, должны

соответствовать Ex II 1 G Ex ia

или EX II 1/2 Ex ia.

В соответствии с концепци-

ей обеспечения безопасности

предаварийный сигнал появит-

ся в случае превышения мак-

симального уровня, а закрытие

впускного канала предотвра-

тит выброс опасных веществ.

В случае снижения уровня

ниже минимальной отметки

двигатель смешивающего ме-

ханизма отключится, тем са-

мым удастся избежать работы

на сухом ходе и предотвратить

его нагрев до температуры,

способной инициировать вос-

пламенение взрывоопасной

атмосферы. В случае повыше-

ния концентрации газа активи-

зируется система вентиляции и

осуществляется звуковое опо-

вещение персонала с прось-

бой покинуть помещение или

запретом входа в него.

Все SIS−компоненты должны соответствовать SIL2Основываясь на описанной

ситуации, мы можем опреде-

лить по диаграмме рисков

соответствующую категорию

SIL. В выбранном примере

аварийная ситуация может

привести к гибели людей. Как

правило, только один человек

находится во взрывоопасной

зоне, но в случае аварии там

может находиться несколько

человек для устранения ава-

рии или они могут пострадать

при взрыве большой мощ-

ности. Это обозначает, что

ситуация соответствует клас-

сификации Cc. Присутствие

людей во взрывоопасной об-

ласти достаточно редкое, что

соответствует классифика-

ции FA.

Обслуживание объекта

осуществляется квалифи-

цированным персоналом,

однако при определенных

обстоятельствах возможна

недостоверная оценка коли-

чества взрывоопасной сме-

си, но эту опасность можно

предотвратить путем ручного

вмешательства (PB). По диа-

грамме рисков мы получаем

соответствие уровню SIL3, но

так как меры по предотвра-

щению взрыва уже приняты

в виде выбора соответствую-

щих типов взрывозащиты, то

вероятность возникновения

взрыва низкая и достаточно

соответствия уровню SIL2.

Широкая продуктовая гамма искробезопасных барьеровТребования к оборудованию

при проектировании систем

безопасности SIS постоянно

возрастают, поэтому Phoenix

Contact именно с учетом таких

типов приложений предлагает

широкий ассортимент устройств

и оборудования, сертифициро-

ванного в соответствии с требо-

ваниями SIL и EX одновременно.

Примером такой продукции мо-

жет служить силовая электро-

ника, такая как пускатели се-

мейства Contactron (управление

двигателем) и искробезопасные

барьеры, соответствующие

уровню SIL2 или SIL3.

Линейка искробезопасных

барьеров включает в себя две

серии, а именно – PI-Ex, пред-

ставляющие собой вставные

электронные модули, устанав-

ливаемые в индивидуальные

базы, или групповые платы,

объединяющие до 16 каналов,

а также серию MACX MCR Ex,

включающую в себя узкие ин-

дивидуальные модули шириной

всего 12,5 мм. Инновационные

искробезопасные барьеры

Phoenix Contact с трансфор-

маторной гальванической раз-

вязкой всех цепей не только

соответствуют жестким требо-

ваниям по обеспечению взры-

возащиты, но и разработаны и

сертифицированы для исполь-

зования в проектах с высокими

требованиями к функциональ-

ной безопасности.

Оценка рисков на примере дисперсионной установки


безопасность

Оптоволокно против криминала, утечек и смещений«Омега» обеспечивает безопасность нефтепроводов «Транснефти»Екатерина Брызгалова

Компания «Омега» была соз-

дана в 2009 году. Ее учредите-

лями являются АК «Транснефть»

и компания «Петролайт». В штат

компании «Омега» вошли специ-

алисты, которые ранее на про-

тяжении ряда лет эффективно

работали в нефтедобывающих

компаниях, а также в Министер-

стве энергетики Российской

Федерации. В содружестве с

отечественными учеными они

разработали систему, которая

изначально применялась для

охраны закрытых периметров,

а затем, по мере совершенство-

вания, стала использоваться

для охраны нефтепроводов и

других протяженных объектов. С

2009 года система мониторинга

протяженных объектов (СМПО)

устанавливается на всех вновь

сооружаемых трубопроводах

компании «Транснефть». Раз-

новидность получила название

СОУиКа (система обнаружения

утечек и контроля активности).

Отличительная особенность

разработок компании «Омега»

состоит в использовании опто-

волоконного кабеля. Сочетая

различные виды мониторинга

(виброакустического, темпера-

турного, мониторинга простран-

ственного смещения), СОУиКА

способна выявлять воздействия

на трубопровод с точностью до

5 метров.

СОУиКА против криминалаОдно из важных измерений

СОУиКА можно охарактеризовать

как «антикриминал». Система

«видит» и подает сигнал о при-

ближающемся человеке с рас-

стояния трех-четырех метров, а

также о транспортном средстве,

когда оно приближается к объекту

на расстояние от 5 до 15 м (в за-

висимости от вида транспортного

средства). Система также подает

сигналы о любых попытках зем-

ляных работ в охранной зоне тру-

бопровода. Сделать какую-либо

врезку или намеренно повредить

трубопровод, оснащенный СОУи-

КА, невозможно.

Праздник первой утечкиВторая группа проблем – утеч-

ки. В соответствии с требова-

ниями «Транснефти», СОУиКА

превратилась в полноценный

охранный комплекс. Система спо-

собна распознавать утечку на са-

мых ранних стадиях ее возникно-

вения. Уже проложено более 2000

километров оптоволоконного дат-

чика на объектах «Транснефти».

Это и ВСТО, и БТС-2, и нефтепро-

вод Пурпе – Самотлор. А совсем

недавно у компании «Омега» был

«праздник первой утечки»: 15 мая

на низконапорном водоводе диа-

метром 462 мм СОУиКА обнару-

жила и точно идентифицировала

истечение флюида. Это достаточ-

но знаменательное событие, так

как до этого система была опро-

бована лишь во время лаборатор-

ных испытаний, когда утечки моде-

лировались специально.

Фиксация кабеля относительно смещения насыпиТретье направление, которое

активно разрабатывает компа-

ния «Омега», – это мониторинг

пространственного смещения

объекта. В декабре 2010 года

прошли первые испытания этой

системы, в ходе которых вы-

яснилось, что СМПО способна

распознавать смещение датчи-

ка на два-три сантиметра. Это

очень важно, так как трубопро-

воды по разным причинам под-

вержены смещениям – напри-

мер, в ходе весенних паводков.

Система, установленная компа-

нией «Омега», позволяет точно

фиксировать пространственные

смещения трубы на протяжении

любого отрезка времени.

Другие сферы примененияДеятельность системы «Оме-

га» распространяется не только

на транспортировку нефти: в

настоящее время разрабатыва-

ется направление, связанное с

транспортом газа.

Компания «Омега» разработала и применяет многоцелевую комплексную систему непрерывного распределенного мониторинга технического и технологического со-стояния протяженного объекта. Система с высокой степенью точности определяет место и характер акустических колебаний, пространственных смещений и темпера-турных характеристик протяженного объекта.

В роли чувствительного датчика системы используется оптическое волокно. Мо-ниторинг состояния протяженного объекта проводится в режиме реального времени по всей длине проложенного оптического кабеля.

Все

фот

о –

«Ом

ега»

Оптоволоконный кабель охраняет объект по обе стороны от его расположения


Кроме того, СМПО все актив-

нее внедряется в других отрас-

лях. В частности, разработки,

которые ведутся учеными ком-

пании «Омега», позволяют с вы-

сокой степенью эффективности

применять интеллектуальные

системы для защиты железно-

дорожного полотна и путей. В

ходе испытаний выяснилось,

что система способна обнару-

живать не только террористов

и людей, которые выходят на

железнодорожные пути при

скоростном движении, но и сме-

щение насыпи, что очень важно

для нормального функциониро-

вания стальных магистралей.

Кроме того, с помощью СМПО

можно выполнять ряд функций,

связанных с диспетчеризацией

движения поездов на 100-кило-

метровом отрезке. Обслуживае-

мая одним логическим модулем,

система способна давать ин-

формацию о скорости и направ-

лении движения поездов.

Еще одним перспективным на-

правлением является примене-

ние систем «Омега» для защиты

линии электропередач.

Физические свойстваОптоволоконные кабели соз-

давались лет 30–40 назад для

того, чтобы передавать сигналы

с минимальными искажениями.

Оказалось, что при определенной

частоте излучения кабель стано-

вится своего рода микрофоном,

который передает данные о физи-

ческих воздействиях на него и на

зону вокруг при залегании в зем-

ле, а также передает аналогич-

ную информацию по температуре

окружающей среды и о физиче-

ском давлении на кабель. В соче-

тании этих физических функций,

которых практически невозмож-

но добиться при использовании

систем других производителей,

и состоит суть продукции компа-

нии «Омега». Логические модули

надежно обслуживают до ста ки-

лометров трассы, охраняя по 50

километров протяженного объ-

екта по обе стороны от его рас-

положения. Оператору модули

передают информацию о воздей-

ствии на него и на физическую

среду вокруг него с точностью

до 5 метров. Этот параметр у си-

стемы «Омега» можно назвать

рекордным – разработчикам ни

в нашей стране, ни за рубежом

пока не удалось к нему прибли-

зиться. Этим обстоятельством вы-

зван значительных интерес к раз-

работкам «Омега», в том числе и

зарубежных компаний.

Под крылом «Транснефти»Специалисты «Транснефти»

присутствовали на испытаниях

прототипов СОУиКА на одном

из подмосковных полигонов еще

в 2006 году. За время совмест-

ной работы у «Транснефти»

окрепло представление о том,

какая именно система им нуж-

на. С одной стороны, система

не должна быть дорогостоящей,

а с другой стороны, она должна

учитывать некоторые социально-

экономические нюансы, связан-

ные с прокладкой трубопроводов

в России. Важно понимать, что

оптоволоконный кабель просто

нет смысла красть, так как он

стоит относительно дешево.

Есть еще третья сторона, ко-

торая представляется привлека-

тельной для потенциальных по-

требителей: СОУиКА не требует

электропроводки вдоль кабеля,

нет необходимости размещать

на трассе и дорогостоящие при-

боры, составляющие основу

многих систем мониторинга.

Специалисты компании «Оме-

га» накопили значительную базу

данных о виброакустических

воздействиях на трубопроводы

по всей стране, свойственных

различным местностям. Это

позволяет эффективно про-

изводить настройку системы

на месте, отфильтровывая те

воздействия, которые не сви-

детельствуют о потенциальном

состоянии тревоги. Например,

если трубопровод пересека-

ет железнодорожный мост, то

проходящий поезд считается

привычным воздействием, и си-

стема не должна подавать соот-

ветствующий сигнал оператору.

С этой проблемой модули СМПО

справляются.

Планы на будущее Планы на будущее компании

«Омега» глобальные настоль-

ко, насколько глобальны те

воздействия, которые может

фиксировать система СМПО.

Система видит все, что про-

исходит вокруг периметра,

контролирует трубопроводы и

железнодорожные пути.

Не исключено, что ком-

пания вырастет в научно-

производственный комплекс,

способный решать государ-

ственные задачи в области

безопасности, в том числе

технологической. В таком

случае в онлайновом режиме

можно отслеживать состояние

трубопроводов, линий ж/д-

транспорта.

Под руководством АК

«Транснефть» специали-

сты компании «Омега» в на-

стоящее время активизируют

деятельность, связанную с

информированием зарубеж-

ных трубопроводных и прочих

компаний об уникальных воз-

можностях и преимуществах

систем «Омега».

Так, совсем недавно прошли

совместные полевые испыта-

ния СОУиКА с сербской ком-

панией «Транснафта», резуль-

татами которых все остались

довольны. Кроме того, намеча-

ются переговоры с немецкими

и мексиканскими коллегами,

которые также показали инте-

рес к разработкам российских

ученых.

Компания «Омега» создана АК «Транснефть» и «Петролайт» с целью производства и последующего примене-ния системы мониторинга протяженных объектов (СМПО). Генеральный дирек-тор – Дмитрий Зазирный.


автоматизация

Будущее нефтехранилищКонкурентные преимущества за счет автоматизации нефтехранилищРичард Томпсон, генеральный менеджер компании Honeywell-Enraf

Нефтехранилища давно ста-

ли важной частью многих орга-

низаций во всем мире. Однако

традиционно к этим сооружени-

ям относятся как к «не страте-

гическим» элементам бизнеса.

Их воспринимают как склад для

хранения готовой продукции, а

не как объект для извлечения

прибыли. Такое отношение едва

ли можно назвать неожиданным,

но следствием этого стало ли-

шение многих нефтехранилищ

существенных капиталовложе-

ний в течение многих лет. По

этой причине на большей части

таких объектов используются

технологии и оборудование, ко-

торые, как правило, давно уста-

рели.

Однако в последние годы ряд

новых тенденций и пристальное

внимание к бизнесу, связанному

с переработкой нефти и рас-

пределением нефтепродуктов,

заложили основу для изменения

этого подхода. Это привело к

увеличению количества органи-

заций, которые стали рассма-

тривать свои нефтехранилища

как неиспользованные ресурсы.

В этой ситуации можно выделить

три ключевые тенденции:

- рост количества примеров,

в которых капиталовложения в

автоматизацию нефтехранилищ

продемонстрировали быструю

окупаемость, при этом значи-

тельно повысив эффективность

эксплуатации объекта;

- растущая потребность (за-

частую обусловленная требо-

ваниями законодательства) в

укреплении безопасности на

объекте после ряда получивших

широкую огласку во всем мире

взрывов, утечек и нарушений в

системах защиты нефтехрани-

лищ;

- появление на рынке новых

энергичных и независимых игро-

ков, которые используют в сво-

их коммерческих предложениях

автоматизацию нефтехранилищ

как аргумент для получения кон-

курентных преимуществ.

Недавние оценки показали,

что нефтехранилища в Европе

и на Ближнем Востоке отстают

в плане применения новых тех-

нологий от других предприятий

обрабатывающей промышлен-

ности в среднем на 15 лет. Од-

нако, согласно прогнозам, на

протяжении ближайшего деся-

тилетия этот разрыв значитель-

но сократится по большей части

за счет вышеуказанных факто-

ров. Несмотря на заметное от-

ставание от среднего уровня в

промышленности, агрессивная

политика новичков на рынке и

усиление конкуренции окажут

значительный положительный

эффект на состояние нефтехра-

нилищ в этом регионе.

Преимущества автоматизации нефтехранилищСтратегическое значение

портовых нефтехранилищ (тер-

миналов) растет невиданными

ранее темпами. Небольшие

капиталовложения в эти соору-

жения могут привести к реаль-

ному укреплению конкуренто-

способности их владельцев на

современном рынке. Внедрение

технологий автоматизации не-

фтехранилищ является про-

стейшим и наиболее эконо-

мичным способом повышения

эффективности их эксплуата-

ции, а тот факт, что многие не-

фтехранилища в Европе, на

Ближнем Востоке и в Азии (ре-

гион EMEA) в настоящее время

не автоматизированы или имеют

низкую степень автоматизации,

позволяет организациям без

существенных затруднений до-

вести свои системы автоматиза-

ции до уровня стандартов обра-

батывающей промышленности.

В сфере автоматизации неф-

техранилищ основное внимание

уделяется двум направлениям.

При эксплуатации нефте-

хранилища основное внима-

ние уделяется точности, экс-

плуатационной готовности и

интеллектуальным возможно-

стям контрольно-измерительной

аппаратуры, а обновление ин-

терфейса и алгоритмов системы

управления также может оказать

непосредственное и заметное

влияние на эффективность экс-

плуатации нефтехранилища.

При безопасности/защите

нефтехранилища основное

внимание уделяется аварийной

сигнализации, блокировкам для

защиты от перелива и соблю-

дению требований стандартов.

Все эти компоненты играют

важную роль в снижении рисков

и обеспечении защиты от круп-

ных аварий и помогают привести

объект в соответствие с отрас-

левыми нормативами.

Капиталовложения по ука-

занным направлениям или по

одному из них могут обеспечить

быструю окупаемость и опти-

мизацию эксплуатационных ха-

рактеристик объекта, и данная

статья рассматривает ряд поло-

жений по каждому из направле-

ний, на которых рекомендуется

заострить внимание.

Эффективность эксплуатации нефтехранилищаЧем выше эффективность

эксплуатации нефтехранилища,

тем более ценным активом оно

может стать для организации.

Ниже описаны три ключевые об-

ласти, автоматизация которых

может повысить эффективность

эксплуатации нефтехранили-

ща: контрольно-измерительные

приборы, человеко-машинный

интерфейс (ЧМИ) и прокладка

кабелей.Все

фот

о –

Hon

eywe

ll

В настоящее время модернизации нефтехранилищ уделяется недостаточное внимание


Контрольно−измерительные приборыИзмерение уровня жидкости в

резервуаре играет важную роль

для точной оценки содержимого

резервуара и управления запа-

сами резервуарного парка. Од-

нако контрольно-измерительные

приборы часто занимают одно

из последних мест в списке на

возможную модернизацию и,

следовательно, наиболее под-

вержены моральному износу.

Нет ничего удивительного в том,

что в типовом нефтехранилище

все еще можно найти механиче-

ские уровнемеры с поплавком и

лентой или уровнемеры перво-

го поколения с сервоприводом,

установленные более 30 лет

назад, лучшие времена кото-

рых давно миновали. Также в

нефтехранилищах по-прежнему

можно найти устаревшие ра-

дарные уровнемеры (некоторые

из ранних моделей изначально

были морскими уровнемерами,

которые были адаптированы для

наземных резервуаров).

Замена этих устройств новы-

ми системами, использующи-

ми технологии беспроводной

связи, может оказать непо-

средственное влияние на эф-

фективность эксплуатации

нефтехранилищ за счет повы-

шения уровня информирован-

ности оператора и исключе-

ния потребности в трудоемком

ручном сборе данных. Сегодня

предлагается множество но-

вых изделий, таких как беспро-

водной радарный уровнемер

FlexLine компании Honeywell−Enraf, который может выполнять

широкий спектр измерений в

резервуарах и передавать ре-

зультаты через сеть беспровод-

ной связи в диспетчерские, что

значительно снижает дефицит

времени инженеров по экс-

плуатации, позволяя им уделять

больше времени другим сфе-

рам ответственности.

Человеко−машинный интерфейс (ЧМИ)Разнообразные ЧМИ, экс-

плуатируемые сегодня в дис-

петчерских, зачастую являются

устаревшими, медленными и

не обеспечивающими требуе-

мой полноты информации. По-

прежнему можно встретить ис-

пользуемый в качестве ЧМИ

персональный компьютер, на

котором установлена операци-

онная система Microsoft DOS,

выпущенная почти 20 лет назад.

Эти устаревшие ЧМИ могут

быть заменены современной

единой централизованной си-

стемой автоматизации нефтех-

ранилища, обеспечивающей

соответствие современным

стандартам. Такие системы так-

же сопровождаются соглашени-

ями о гарантированном уровне

обслуживания, обеспечивающи-

ми поставку текущих обновле-

ний и усовершенствований, что

гарантирует поддержку функци-

онирования комплекса на мно-

гие годы вперед. Поскольку мно-

гие ЧМИ используются не только

для управления оборудованием,

но также и для управления то-

варными запасами, важную роль

играет соответствие требова-

ниям Американского института

нефти (API). Снижается риск

возникновения коммерческих

разногласий в отношении тран-

закций, а стандартизированные

процедуры помогают упоря-

дочить глобальные операции.

Совместимость с системами

коммерческого учета продукции

является необходимым требова-

нием для большинства систем,

эксплуатируемых в Европе.

Это вызвано тем, что для боль-

шинства операций необходимо

подтверждение выполнения из-

мерений, поскольку данные о

товарных запасах используются

при обложении налогами и по-

шлинами.

Прокладка кабелейОдной из сложных задач,

стоящих перед руководством

нефтехранилищ, является про-

кладка кабелей. Роль этой «тех-

нологии» неочевидна, но она,

тем не менее, является крити-

чески важной для безопасности

и эффективной эксплуатации

нефтехранилища и часто явля-

ется местом возникновения не-

поладок.

Эту задачу можно также ре-

шить путем применения тех-

нологии беспроводной связи.

Внедрение сети беспроводной

связи может исключить необхо-

димость в прокладке кабелей и

одновременно оптимизировать

производительность и надеж-

ность объекта, повысить безо-

пасность и защиту и обеспечить

соблюдение нормативных тре-

бований.

Если организация предпочи-

тает не использовать техноло-

гию беспроводной связи в ка-

честве альтернативы в сфере

предотвращения переливов и

защиты, то эта технология иде-

ально подходит для передачи

данных измерений параметров

резервуаров. Такое решение

позволяет реализовать элек-

трическое и физическое раз-

деление измерения параме-

тров резервуаров и защиты от

переполнения.

После внедрения сети бес-

проводной связи можно быстро

и без затруднений добавлять

другие устройства по мере не-

обходимости, экономя на отсут-

ствии необходимости прокладки

кабелей. Хорошим примером

служит добавление датчиков ра-

ботоспособности оборудования

для текущего контроля вибрации

насосов и электродвигателей,

положения клапанов, а также

систем телевизионного наблю-

дения и обнаружения возгора-

ния на периметре резервуара

(обнаружение наклона крыши,

текущий контроль состояния

плавающей крыши резервуара).

Безопасность/защита нефтехранилищВажность поддержания вы-

соких стандартов защиты и

безопасности на нефтехрани-

лищах стала очевидной после

взрыва в Бансфилде в декабре

2005 года, при котором был

полностью уничтожен пятый по

величине склад нефтепродук-

тов в Великобритании. К сча-

стью, эта авария обошлась без

жертв – в основном потому, что

она произошла рано утром в

воскресенье, когда на объек-

те работал немногочисленный

Эффективность эксплуатации нефтехрани-лищ могут повысить применение контрольно-измерительных приборов, человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) и прокладка кабелей


автоматизация

персонал. Однако круглосуточ-

ный режим работы многих пор-

товых объектов означает, что

возможные последствия нару-

шений в системе безопасности

могут быть намного серьезнее,

как показал опыт происшествий

в Пуэрто-Рико и Раджастане в

конце 2009 года. Учитывая это,

вполне логично предположить,

что для систем безопасности

нефтехранилищ необходимо

выделять, по крайней мере, та-

кие же капиталовложения, что и

для обрабатывающих отраслей

промышленности. Как было ска-

зано выше, повысить безопас-

ность нефтехранилищ поможет

автоматизация трех ключевых

областей: аварийной сигнализа-

ции, блокировки для предотвра-

щения перелива и соблюдения

требований стандартов.

Аварийная сигнализацияПосле недавних аварий, о ко-

торых говорилось выше, стало

ясно, что современная система

защиты и аварийной сигнали-

зации является необходимым

компонентом нефтехранили-

ща. Большинство европейских

нефтехранилищ в последнее

время продемонстрировали впе-

чатляющий прогресс в этом на-

правлении и теперь проводят

оценку рисков безопасности

и собственных систем сигна-

лизации. Однако, и это могут

подтвердить большинство све-

дущих в данном вопросе про-

фессионалов, им по-прежнему

требуются опыт и знания для

проведения необходимого ана-

лиза и выполнения корректиру-

ющих действий. Приятно наблю-

дать, что многие производители

активно применяют стандарты

IEC 61508 и IEC 61511, но в то же

время следует убедиться в том,

что уровни полноты безопасно-

сти (SIL) и автоматизированные

системы обеспечения безопас-

ности (SIS) используются и при-

меняются надлежащим образом,

а не становятся средством само-

рекламы.

Блокировки для предотвращения переливаПосле аварии в Бансфилде

Управление по вопросам охраны

здоровья, техники безопасности

и охраны труда (HSE) провело

тщательное расследование, ре-

зультатом которого стал выпуск

отчета с рекомендациями на

основе анализа происшествия в

Бансфилде: это 45-страничный

документ, содержащий 25 реко-

мендаций по проектированию и

эксплуатации комплексов хра-

нения нефтепродуктов. В этом

отчете четко указано на то, что

блокировки для защиты от пере-

лива в сочетании с рядом не-

обходимых процедур являются

критически важным элементом

для любой компании, осознаю-

щей важность безопасности и

защиты окружающей среды.

Сегодня при оценке существую-

щей или планировании новой

системы автоматизации нефтех-

ранилища нет никаких сомне-

ний в том, что наличие защитных

блокировок, прошедших оценку

на соответствие требованиям

SIL, и полностью сертифициро-

ванных по стандарту SIL компо-

нентов сторонних производи-

телей должны быть включены

в основные требования к такой

системе.

Компьютерная безопасностьЗащитные меры требуются не

только для ограничения физи-

ческого доступа на объект, но

и для всей компьютерной сети.

Необходимо учитывать риск

террористических актов, ван-

дализма и других правонаруше-

ний, но на данный момент угро-

за взлома компьютерных сетей

становится предметом равной,

если не большей (в некоторых

случаях), озабоченности. Со-

временные межсетевые экраны

и надлежащим образом обучен-

ный персонал отдела информа-

ционных технологий – это ключ

к снижению риска атак хакеров.

Кроме этого, решающую роль

также играет обучение всего

персона действиям для предот-

вращения случайного проник-

новения вирусов через такие

безобидные средства, как ши-

роко распространенные карты

памяти USB.

ЗаключениеВ этой статье был рассмотрен

рост значимости нефтехрани-

лищ во всем мире и показано,

что стратегические капиталов-

ложения в данные сооружения

могут стать важным конкурент-

ным преимуществом в условиях

роста конкуренции на рынке. Бо-

лее того, применение техноло-

гий автоматизации нефтехрани-

лищ в ряде ключевых областей

может обеспечить оптимизацию

эксплуатационных показателей,

усилить защиту и повысить уро-

вень безопасности объекта, а

также обеспечить быструю оку-

паемость капиталовложений.

Измерение уровня жидкости в резервуа-ре играет важную роль для точной оцен-ки содержимого резервуара и управле-ния запасами резервуарного парка

Стратегические капиталовложения в нефтехранилища могут стать важным

преимуществом в условиях роста конкуренции на рынке


новости

«Газпром нефть» нацелилась на Африку«Газпром нефть» и нефтяная компания GEPetrol (Экваториальная

Гвинея) подписали соглашение о совместной деятельности.

Сейчас в Экваториальной Гвинее завершается регистрация компа-

нии Gazprom Neft Equatorial, которая будет представлять «Газпром

нефть» в данном проекте. В конце 2011 года – начале 2012 года

планируется завершить анализ геологической информации, полу-

ченной по итогам сейсморазведочных работ, проведенных в начале

2011 года.

Реализация проектов в Экваториальной Гвинее позволяет «Газпром

нефти» продолжить формирование центра добычи в Западной Аф-

рике, получить новый опыт управления международным проектом и

расширить свою компетенцию в области работы на шельфе.

Морской блок T расположен в бассейне дельты реки Нигер, блок

U – в бассейне Рио-Муни. По предварительным оценкам, запасы

нефти на двух блоках могут достигать 110 млн тонн нефтяного

эквивалента. Предполагаемый срок разработки месторождений по

нефти – 30 лет, по газу – 35 лет.

Омский миллиардНа «Омском НПЗ» (входит в «Газ-

пром нефть») переработана милли-

ардная тонна нефти с момента его

основания в 1955 г. Это первое из

российских предприятий, достигшее

такого показателя. Установленная

мощность «ОНПЗ», одного из круп-

нейших в мире, составляет на дан-

ный момент 20 млн т нефти в год. В

2010 году объем нефтепереработки

на заводе составил порядка 19 млн

т, глубина переработки – 83,27%,

что является одним из лучших по-

казателей в российской нефтепере-

рабатывающей отрасли.

«Лукойл» займет на Узбекистан«Лукойл» объявил о намерении привлечь кредит в раз-

мере $500 млн на принципах ограниченного регресса

для финансирования инвестиционной программы по

разработке месторождения Кандым и увеличения до-

бычи на месторождениях Хаузак и Шады в Узбекиста-

не. В консорциум кредиторов войдут международные

финансовые организации, Азиатский банк развития,

Исламский банк развития и коммерческие банки BNP

Paribas (Suisse) SA, Корейский банк развития (Korea

Development Bank), Credit Agricole CIB и UniCredit

Group. В настоящее время банки проходят этап вну-

треннего одобрения сделки. Для реализации транзак-

ции необходимо получить согласование со стороны

Республики Узбекистан. Ожидается, что сделка будет

закрыта в третьем квартале 2011 года.

Соглашение о разделе продукции по проекту Хаузак –

Шады – Кандым было подписано в июне 2004 года.

http://www.neft.vcudm.ru


экология

- Почему Вы, известный евро-

пейский бизнесмен, вышли на

российский рынок нефтешламов?

Все очень просто, в России

сам рынок созрел для нашего

решения. Государство было вы-

нуждено признать, что в стране,

активно развивающей нефтяную

отрасль, есть серьезные про-

блемы, связанные с утилизаци-

ей нефтяных отходов. С каждым

днем ужесточаются требования

контролирующих органов к эко-

логическим стандартам в инду-

стрии. Крупные игроки рынка

начали признавать свою ответ-

ственность за состояние окру-

жающей природы (у них просто

нет другого выхода). Сейчас

такие компании, как «Лукойл»,

«ТНК−ВР», «Роснефть» ищут

эффективный способ перера-

ботки нефтяных отходов и при-

ходят к нам. Ведь все, что суще-

ствовало до сих пор, базируется

на устаревших технологиях со-

ветского прошлого, когда мало

кто задумывался о проблемах

экологии. Большинство техно-

логий, работающих в нефтяном

секторе, до сих пор ориентиро-

вано на разработки нефтяных

предприятий времен Советского

Союза, когда подход к проблеме

нефтешлама был, мягко говоря,

формальный.

Ни для кого не секрет – что-

бы произвести качественный

продукт, необходимо вложить

средства. Так вот, для того что-

бы качественно утилизировать

нефтяные отходы, надо вложить

не 150 долларов за 1 м3, а в два

раза больше. Мы можем по-

зволить себе серьезные инве-

стиции в научные разработки и

Man Oil Group (MOG AG, Швейцария) создана Генадием Маном в 2006 г. Рабо-тает на рынке утилизации нефтезагряз-нений, представляя в России европей-ские стандарты экологической очистки.

Также дочерние компании Man Oil Group расположены на Украине, в Казах-стане, Азербайджане и Швейцарии. Инди-видуальные решения создаются на базе собственной сети научных лабораторий и единого исследовательского центра ком-пании в Цуге (Швейцария).

В 2011 г. MOG успешно прошла про-верку швейцарского государственного инвестиционного фонда SECO и получила финансирование на развитие компании.

Генадий Ман родился в 1956 г. В юности иммигрировал из СССР. Больше 20 лет жил в Германии. В настоящее время проживает в Швейцарии. Основал телекоммуникационную компанию Telesens AG, компанию Interenergo Ltd. на Украине (авиационные и турбо-газовые технологии), учредитель и акционер бизнес-комплекса Cosmpolitan Ltd. в Харькове (7,5 тыс. м2, 5-звездочный арт-отель).

В 2006 г. в Цуге основал компанию Man Oil Group (MOG AG). Также возглавляет исследовательский центр компании и явля-ется президентом Research & Development Centre MOG AG, объ-единяющей сеть лабораторий и исследовательских центров по всему миру. В настоящее время специализируется на разработ-ке экологически чистых решениях утилизации нефтешламов.

Швейцарские инновации в РоссииИнтервью с президентом компании Man Oil Group Генадием МаномЕкатерина Брызгалова

Все

фот

о –

Man

Oil

Grou

p


оборудование, и именно в этом

наше принципиальное отличие

от российских компаний.

Все практические разработки

в области рекультивации почвы

и очистки объектов, загряз-

ненных нефтью, проведенные

компанией Man Oil Group, регу-

лярно подтверждаются между-

народными экспертными сове-

тами и российскими научными

лабораториями.

Сегодня мы работаем уже с

третьим поколением оборудова-

ния, которое прошло испытания

не только в России, но и в Таи-

ланде и Швейцарии. Нашим кли-

ентам не приходится играть роль

подопытных кроликов, мы прихо-

дим к ним с готовым решением,

которое работает с максималь-

ной отдачей. Это просто, удобно

и выгодно.

- Чем отличаются подходы к

проблеме в России и в Европе?

В Европе невозможно торго-

вать решениями, единственным

плюсом которых является деше-

визна. Там для клиента важно

качество. Прописная истина –

нельзя сэкономить на критиче-

ски важных для бизнеса вещах,

а в нашем случае это инвести-

ции в разработки и технологию.

Долгие годы огромная страна

думала только о том, как перевы-

полнить план. Другой ответствен-

ности не было. После распада

СССР Казахстан, Азербайджан и

необъятные территории на Урале

остались сами со своими про-

блемами – они снабжали боль-

шую страну углеводородами, а

очисткой им теперь приходится

заниматься самостоятельно.

Российский рынок огромен,

его необходимо осваивать.

Именно в России, с ее необъят-

ными территориями, сложными

климатическими условиями и

разнообразной аборигенной по-

чвой, для моей команды откры-

ваются возможности отработки

технологии таким образом, что

полученный опыт с легкостью

можно будет транспортировать

по всему миру.

- Сложно работать исключи-

тельно на российском рынке?

Круг проектов Man Oil Group

выходит далеко за рамки Рос-

сии и СНГ. Сейчас в зоне наших

интересов – Азия, компания от-

крывает свои представительства

в Таиланде и Кувейте. Стратегия

компании – быть лидером в обла-

сти технологий Clean-Tech как в

СНГ, так и на европейском рынке.

Мы приходим к своим клиентам

не просто со своей технологией,

мы даем им конкретное пред-

ложение по утилизации шламов,

схему дальнейшей реализации

выделенных углеводородов.

- Как Вам работать в СНГ?

В России есть компетент-

ные люди, но нет формального

подхода к профессиональным

вещам. В стране, где много та-

лантливых людей, всегда мож-

но найти достойных партнеров.

Мне нравится сотрудничать

с локальными партнерами. На

Украине, например, нас под-

держивает НИИ почвоведения,

который более 10 лет занима-

ется изучением проблемы вос-

становления плодородия почв,

загрязненных в процессе неф-

тепереработки. В России мы

работаем с Пермским научно-

исследовательским институтом

экологии. Я считаю, что подоб-

ное партнерство – ключ к успеху.

В нашем бизнесе неправильно

рассчитывать на быструю при-

быль – надо вкладывать в науч-

ную базу, в технологии и обору-

дование, а возврат инвестиций

не случится моментально.

У нас очень серьезные и

долгосрочные цели, поэтому

мы тщательно работаем с соб-

ственными ресурсами – непре-

рывно происходит доработка

технологии и апробирование

всех результатов.

- Ваш бизнес требует боль-

ших вложений – как Вы оцени-

ваете рентабельность такого

сложного проекта?

В моем послужном списке

много успешных направлений,

и начиная новый бизнес, я по-

нимаю, насколько он рента-

белен. Мне нравятся проекты,

которые дают перспективу.

Эйнштейн точно заметил: «Тот,

кто хочет видеть результаты

своего труда немедленно, дол-

жен идти в сапожники».

Как я говорил, модель моей

компании строится на серьез-

ных инвестициях и исследова-

ниях. Ожидаемый срок окупае-

мости – 3–5 лет.

- Как мотивируете своих со-

трудников?

Сфера бизнес-интересов во

многом определяет личность. И

еще профессионализм. В ком-

пании есть и кандидаты наук,

ученые и промышленники-

практики с многолетним ста-

жем. Мне легко реализовывать

идеи, потому что есть команда,

которой я доверяю.

В компании существует схе-

ма лояльности сотрудников: в

зависимости от позиции менед-

жеры получают наши акции,

распоряжаться которыми могут

в рамках определенных догово-

ренностей. Так что конкурентам,

чтобы переманить сотрудника,

приходится учитывать не только

зарплату и социальный пакет,

но и капитал, который компания

предлагает в виде акций.

- Вы уже выводили компанию

на биржу. Есть ли такие планы

в ближайшее время?

Да. Во Франкфурте у меня

уже был проект на 1 млрд евро,

думаю, разумно повторить.

- Можно ли узнать секрет ва-

шего успеха?

Секрет прост – ты начинаешь

делать то, что для тебя важно,

и делаешь это максимально хо-

рошо. Впервые в этой области

мы предложили кастомизацию,

максимальную заточенность

под нужды клиента.

Говорят, что на самом трудном

пути не встретить конкурентов, – я

с этим согласен, и я выбрал этот,

самый прямой, путь к успеху.

Геннадий Шмаль, президент союза нефтегазопромышленников РФ: Сегодня тема экологии – не просто важный вопрос в России. Это

приоритетная задача для страны, решение которой способно при-

нести огромные дивиденды как в краткосрочной перспективе, так и

в далеком будущем. Министерство природных ресурсов и экологии

РФ подтверждает, что объемы экономически выгодных запасов при-

родных ресурсов существенно завышены. Всем известно, что срок

технических и технологических возможностей нефтегазового ком-

плекса, созданного еще в советский период, заканчивается.

С другой стороны, в России ежегодно образуется более 3 млн

нефтешламов, 100 млн уже накоплено. Единственный способ из-

бежать экологической и экономической катастроф – возвращать

в промышленность углеводородные соединения, причем делать

это возможно только экологически чистым способом.

Недавно я был в Швейцарии, где ученые предложили уникаль-

ное решение, позволяющее выделить до 95% углеводородов из

шлама. Эта технология была успешно опробована в России ком-

панией Man Oil Group, и подобные сценарии должны копировать-

ся на нашем рынке. Отрасль надо поднимать, и делать это проще,

когда есть реально работающие модели.

http://www.mediarama.ru

http://www.ae-trade.ru

Эксперт. Газ и Нефть №3 2011 / Expert. Gas & Oil #3/2011

Documents

Transcript of Эксперт. Газ и Нефть №3 2011 / Expert. Gas & Oil #3/2011