промышленность ГАЗОВАЯ › _ld › 8 › 813_-10-2011.pdf · Отдел...

ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

10

2

01

1

1–

10

4

ISSN 0016-5581

октябрь

© Издательство «Газоил пресс», «Газовая промышленность», Москва, 2011

VII Байкальский международный экономический форум ................................... 7

Завгороднев А.В. ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»: 55 лет трудовой деятельности .................... 8

Завгороднев А. В., Обеспечение надежности транспортировки газа на участках развития опасных Колотовский А. Н., геологических процессов с использованием новых технологий диагностики .......10 Задериголова М. М., Ткаченко И. Г., Астанин А. Ю., Петров С. Г.

Завгороднев А. В., Оценка и обеспечение экологической безопасности Ткаченко И. Г., Маслова Е. В., газотранспортных предприятий юга России ....................................................15 Хованский А. Д., Богачев И. В.

Бирюков С. В., Романенко Л. В. Музейные коллекции ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» как источник по истории газового дела ..........................................................20

Дьяченко Е.В. Россия может и должна обеспечить развитие отечественных нефтегазовых технологий ......................................................24

Намазбеков М.Н. Нефтегазовая отрасль Казахстана: современное положение и перспективы ........44

Остроумова Е.Г. К использованию формальных научных показателей нужно подходить разумно (интервью с В.А. Маркусовой) ..................................56

Меньшиков С. Н. Флагману газовой промышленности Ямала – 40 лет ........................................28 Морозов И. С., Харитонов А. Н., Системы интегрированного моделирования для повышения Киселев М. Н., Скоробогач М. А. эффективности управления разработкой месторождений .................................31

Морозов И. С., Смолов Г. К., Система производственного экологического мониторинга Осокин А. Б., Пекедова Е. М. как основа обеспечения экологической безопасности ......................................35

Меньшиков С. Н., Моделирование графика ремонтных работ на газовых скважинах .....................40 Лавровский Б. Л., Елгин В. В., Шильцин Е. А.

Карасевич А. М., Сфера взаимных интересов государства и бизнеса – Сторонский Н. М., эффективное недропользование ...................................................................46 Мелехин Е. С., Дудиков М. В.

Микаэлян Э. А. Цена на газ и электроэнергию ......................................................................50

Омаров М.А., Саркаров Р. А., Перспективы освоения возобновляемых источников энергии в России ...............58 Белан С. И., Гусейнов Н. М.

Крейнин Е.В. Новое техническое решение по извлечению тяжелых нефтей ...........................60

Медведев В. Н., Тухбатуллин Ф. Г., Информационно-аналитическая система контроля Докутович А. Б., Шапиро В. Д., технического состояния объектов добычи газа Астраханского ГКМ ....................62 Андреев А. Е., Лим В. Г., Винокурцев А. Г.

Шукк М. Михаэль Шукк: «Мы строим фундамент, чтобы в 2015 г. наша компания стала лидером по производству электрогидроприводов и шаровых кранов в Европе» ....68

Эффективная и безопасная защита промышленных объектов от пожара ......82

В ф о к у с е с о б ы т и й

О ОО «Газпром добыча Надым» – флагман газовой промышленности Ямала

а у к а и п р о г р е с сНН

А ктуальное интервью

П р е з е н т а ц и и

Адрес издательства: 119415, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1Телефоны: (495) 719-24-35, 719-20-31Факс: (495) 430-87-39Internet: http://www.gasoilpress.ru

Журнал зарегистрирован Государственным комитетом РФ по печати. Регистрационное свидетельство ПИ №ФС77-34441.

Журнал входит в перечень рецензируемых научных журналов и изданий (ВАК)

Подписано в печать 26.09.2011 г. Выход в свет 07.10.2011 г.

Формат 60х90/8. Бумага мелованная матовая для офсетной печати. Усл.печ.л. 13,5.

Тираж 7200 экз.

Цена свободная

Отпечатано в типографии «Вива-Стар»

Адрес типографии: 107023, г. Москва,

ул. Электрозаводская, д. 20, стр. 3

При пе ре пе чат ке ма те ри а лов ссыл ка на журнал«Га зо вая про мыш лен ность» обя за тель на

Фото на обложке ОАО «Газпром»

Материалы, опубликованные в Справочном разделе, не носят коммерческого характера

Материалы под рубрикой «Презентации»публикуются на коммерческой основе

Редакция не несет ответственности за достоверность информации, опубликованной в рекламных объявлениях

Р е д а к ц и я

Ведущий редактор номера Т. Ивакина

Компьютерный дизайн А. Тюрин

Набор Л. Фролова

Компьютерная графика Г. НиколайчикКомпьютерная верстка В. Игнатенко,

Д. Казаков

Корректор А. Соколова

Телефоны: (495) 430-87-37, 430-87-38

E-mail: [email protected]

О т д е л м а р к е т и н г а и р е к л а м ы

Начальник отдела Ю. Иноземцева [email protected]

Телефон: (495) 719-61-21

А. Чесноков [email protected]

С. Удинская [email protected]

Телефоны: (495) 430-87-81, 719-61-40

№ 10 /665/ 2011

Открытое акционерное общество

Ежемесячный научно-технический и производственный журнал

У Ч Р Е Д И Т Е Л Ь

«Газпром»

Основан в январе 1956 года

Главный редактор

АНАНЕНКОВ А.Г.

Редакционная коллегия:

АКСЮТИН О.Е.

БАБКИН В.П.

БУДЗУЛЯК Б.В.

ВАСИЛЬЕВ Г. Г.

ГАФАРОВ Н.А.

ГУСЕВ Б.В.

ДМИТРИЕВСКИЙ А.Н.

ЕРМОЛАЕВ А.И.

СМИРНОВ А.Г.(зам. гл. редактора)

ИСТОМИН В.А.

КАРАСЕВИЧ А.М.

КАРПЕЛЬ Е.Е.

КАСЬЯН Е.Б.

ЛАПИДУС А.Л.

МАСТЕПАНОВ А.М.

МИЛОВАНОВ В.И.

НИКИТИН Б.А.

ПОДЮК В.Г.

САВЕЛЬЕВ В.А.

СЕЛЕЗНЕВ К.Г.

СЕРГИЕНКО А.В.

СТОЛЯР Н.Ф.

ТЕР-САРКИСОВ Р. М.

ЦЫБУЛЬСКИЙ П.Г.

ЧЕРЕПАНОВ В.В.

ШЕВЧЕНКО Г. В.

О ОО «Газпром трансгаз Ставрополь» – наука на службе производства

к о н о м и к а , о р г а н и з а ц и я , у п р а в л е н и еЭЭ

Мартынов В. Г., Ермолаев А. И., Завершающий этап разработки месторождений нефти и газа ..............................................................................................70 Кондратенко Е. В., Казаков В. М.

Минликаев В. З., Ерехинский Б. А., Результаты испытаний НКТ с эмалированным покрытием на скважинах Комсомольского месторождения ................................72Дикамов Д. В., Дубровский Н. Д., Шулятиков И. В., Назаров С. И.

Гулин А. А. Технология безаварийного бурения нефтяных и газовых скважин с помощью магнитного бурового раствора .............................76

Рахманько В. Г., Грохотов А. В., Организация и обеспечение техногенной безопасности транспортного комплекса ОАО «Газпром» .............................................78 Пахомов Ю. Н., Власов С. В., Егурцов С. А.

Баранов А.В., Оценка развития эрозионных процессов на Бованенковском НГКМ ......................................................................................84 Наполов О.Б., Унанян К.Л.

Коняев С.В., Пыстина Н.Б., Некоторые экологические проблемы освоения нефтегазовых месторождений Арктики ..........................................................86 Баранов А.В., Унанян К.Л.

Сулейманов В. А. Трубопроводный транспорт продукции морских платформ типа FPU .....................................................................................90

Никитин Б. А., Оганов А. С., Подготовка магистров – специалистов для освоения месторождений нефти и газа на континентальном шельфе ........................95 Богатырева Е. В.

Аннотации статей ....................................................................................................................................................................................................98

Abstracts of articles ..............................................................................................................................................................................................100

Зорин Л.З. Когда сбываются мечты... (о М.А. Омарове) ................................................................................................................... 102

р о и з в о д с т в о и э н е р г о с б е р е ж е н и еПП

с в о е н и е ш е л ь ф аОО

ГГ е о л о г и я и р а з р а б о т к а м е с т о р о ж д е н и й

х р а н а о к р у ж а ю щ е й с р е д ыОО

Ю б и л я р ы о т р а с л и

Газовая промышленность № 10, 2 0 1 14

ГТС «Сахалин – Хабаровск – Владивосток»8 сентября во Владивостоке на

о. Русский состоялись торжествен-

ные мероприятия, посвященные вво-

ду в эксплуатацию первого пускового

комплекса газотранспортной систе-

мы (ГТС) «Сахалин – Хабаровск – Вла-

дивосток» и началу поставок газа

в Приморский край.

В мероприятиях приняли участие

Председатель Правительства РФ

Владимир Путин, полномочный

представитель Президента РФ

в Дальневосточном федеральном

округе Виктор Ишаев, председатель

правления ОАО «Газпром» Алексей

Миллер, губернатор Приморского

края Сергей Дарькин.

Трасса ГТС берет начало на Сахали-

не, пересекает пролив Невельского

и далее проходит рядом с городами

Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск

и заканчивается около Владиво-

стока. Газпром построил участки

ГТС от Сахалина до Комсомольска-

на-Амуре и от Хабаровска до Вла-

дивостока общей протяженностью

1350 км (диаметр 1200 мм, рабочее

давление 10 МПа). В состав ГТС

включен действующий газопровод

Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск

диаметром 700 мм, протяженностью

472 км. Таким образом, общая про-

тяженность трассы ГТС превышает

1800 км.

Производительность первого пуско-

вого комплекса газопровода состав-

ляет 6 млрд м3 газа в год. Помимо

линейной части в состав комплекса

вошли: головная компрессорная стан-

ция Сахалин, газораспределительная

станция (ГРС) г. Владивостока, систе-

мы электроснабжения, телемеханики,

связи и подъездные пути.

Для обеспечения газоснабжения

объектов саммита АТЭС-2012 по-

строен межпоселковый газопро-

вод от ГРС до о. Русский с отводом

на ТЭЦ-2 г. Владивостока протяжен-

ностью около 34 км. Наиболее слож-

ный участок данного газопровода –

двухниточный переход под проливом

Босфор Восточный (в настоящее

время построена первая нитка) –

выполнен методом наклонно направ-

ленного бурения. Данный переход,

учитывая исключительно тяжелые

геологические условия (скальные

породы), большую протяженность

(по 2,8 км для каждой нитки) и зна-

чительный диаметр горной выра-

ботки (762 мм), не имеет аналогов

в России и является уникальным

объектом отечественной газовой

промышленности.

На начальном этапе в ГТС «Саха-

лин – Хабаровск – Владивосток» бу-

дет поставляться государственная

доля газа из проекта «Сахалин-2»,

а также газ из проекта «Сахалин-1».

В дальнейшем основным источником

газоснабжения станут Киринское

ГКМ, Киринский, Восточно-Одоп-

тинский и Аяшский участки недр

на шельфе Сахалина.

Первым потребителем газа в При-

морском крае стала ТЭЦ-2 г. Вла-

дивостока, затем газ поступит

на объекты саммита АТЭС-2012 на

о. Русском. Перевод ТЭЦ-2 с угля

на газ позволит сделать энергоснаб-

жение потребителей Владивостока

более надежным, а также сущест-

венно улучшить экологическую об-

становку в городе. В начале 2012 г.

газ также начнет поступать на Вла-

дивостокскую ТЭЦ-1 и котельную

«Северная» г. Владивостока.

Кроме того, ГТС позволит повысить

надежность газоснабжения Хабаров-

ского края, развивать в Хабаровском

и Приморском краях машинострои-

тельные, газохимические и газопе-

рерабатывающие производства. Так-

же благодаря ГТС будет развиваться

газификация Сахалинской обл.

По мере роста потребления линей-

ная часть от Комсомольска-на-Аму-

ре до Хабаровска будет расширена

и увеличена пропускная способ-

ность всей системы за счет ввода

в эксплуатацию дополнительных

агрегатов на головной КМ Сахалин

и строительства еще 13 КС. При

полном развитии система сможет

обеспечить ежегодную транспор-

тировку около 30 млрд м3 сахалин-

ского газа.

«ГТС «Сахалин – Хабаровск – Вла-

дивосток» – ключевой элемент

создаваемой на Востоке России

Единой системы газоснабжения.

Газпром построил первый пусковой

комплекс магистрали рекордными

темпами – всего за два года – и в точ-

ном соответствии с установленными

Правительством РФ сроками.

Газотранспортная система позволит

обеспечить газом крупных промыш-

ленных потребителей сразу в не-

скольких дальневосточных регионах.

Будет дан старт масштабной гази-

фикации Дальнего Востока России,

появятся условия для поставок газа

в страны АТР.

Уверен, уже в ближайшее время

каждый дальневосточник почув-

ствует позитивное влияние, которое

оказывает приход природного газа

на развитие экономики и повышение

качества жизни», – сказал Алексей

Миллер.По информации ОАО «Газпром»

Начато заполнение газом первой нитки газопровода «Северный поток»6 сентября 2011 г. на КС Портовая

в районе г. Выборга Ленинградской

обл. состоялись торжественные ме-

роприятия, посвященные началу

заполнения природным газом пер-

вой нитки газопровода «Северный

поток».

В мероприятиях приняли участие

Председатель Правительства РФ

Владимир Путин, полномочный

представитель Президента РФ

в Северо-Западном федеральном

округе Илья Клебанов, губернатор

Санкт-Петербурга Георгий Полтав-

ченко, председатель правления

ОАО «Газпром» Алексей Миллер,

председатель комитета акционеров

Nord Stream AG Герхард Шредер,

управляющий директор Nord Stream

AG Маттиас Варниг.

Заполнение газопровода газом

продлится около четырех недель.

Заполнение газом является завер-

шающим этапом работ перед вводом

в эксплуатацию, необходимым для

того, чтобы привести первую нитку

газопровода к полной готовности

к транспортировке газа с октября.

В настоящее время на береговых

участках в России и Германии про-

ведены необходимые работы для

обеспечения поставок природно-

го газа по газопроводу «Северный

поток».

«Северный поток» имеет особое

значение для обеспечения растущих

потребностей европейского рынка

в природном газе. Впервые будут

напрямую соединены крупнейшие

в мире запасы природного газа,

расположенные в России, с европей-

ской газотранспортной системой.

Реализация проекта идет строго

по графику, и в ближайшее время

по первой нитке «Северного потока»

начнутся коммерческие поставки

российского газа в Европейский

союз. Весь объем газа по проек-

ту уже законтрактован крупными

международными энергетическими

компаниями. Ввод в эксплуатацию

«Северного потока» – самой про-

тяженной подводной магистрали

в мире – значительное событие в ис-

тории мировой газовой отрасли», –

заявил Алексей Миллер.По информации ОАО «Газпром»

Азиатский вектор – приоритет развития газового рынка РоссииОдной из ключевых сфер российско-

китайского взаимодействия являет-

ся энергетика, и в первую очередь

сотрудничество в газовой сфере.

Пока из-за разногласий по пово-

5

ду цены на газ Москве и Пекину

не удалось заключить крупномас-

штабный контракт на поставку почти

68 млрд м3 газа в Китай в течение

30 лет. Сотрудничество России и Ки-

тая обсуждалось во время видеомо-

ста Москва – Пекин «Энергетическая

безопасность – газ. Взгляд потреби-

телей и поставщиков».

С российский стороны во встрече

приняли участие генеральный дирек-

тор Института проблем естественных

монополий Юрий Саакян, руководи-

тель Центра энергетических и транс-

портных исследований Института

востоковедения РАН Игорь Томберг,

заведующая отделом развития

нефтегазового комплекса России

и мира Института энергетических

исследований РАН Татьяна Митрова.

В Пекине на вопросы коллег и жур-

налистов отвечали старший научный

сотрудник Института социального

развития Европы и Азии Центра ис-

следований и развития Госсовета

КНР Сунь Юнсян и старший научный

сотрудник Центра стратегической

энергетики Университета нефти КНР

Пан Чанвэй.

Эксперты отметили, что у россий-

ско-китайских газовых отношений

есть серьезное преимущество ввиду

наличия общей границы, в отличие

от Японии и Кореи, с которыми Рос-

сия также развивает сотрудничество.

Потребность в газе у стремительно

развивающегося Китая будет только

расти. К 2030 г. прогнозируется по-

требление 300 млрд м3 / год, и рос-

сийские поставки могут обеспечить

до 40 % этого объема. Первичная

задача, стоящая сегодня перед

КНР, – повышение КПД использова-

ния природного газа. Необходимы

технологии, способные решить эту

задачу, но, скорее всего, они будут

импортными.

В ходе дискуссии китайская сто-

рона довольно настойчиво делала

акцент на сохраняющуюся важность

угля для национальной энергети-

ки. «Если стоимость газа превы-

шает стоимость угля, для нас его

использование нерентабельно», –

заявил китайский эксперт Пан Чан-

вэй. По его словам, правительство

страны сейчас размышляет над тем,

насколько выгодным окажется пе-

ревод генерирующих мощностей

на газ. Эксперт также указал на то,

что цены на спотовом газовом рынке

ниже, чем по долгосрочным контрак-

там, и динамика их роста не такая

высокая – 3,5–4 % в год. Также надо

учитывать фактор «нетрадиционно-

го газа», который в совокупности

с другими реалиями газового рынка

потянет в будущем цены на газ вниз.

Поэтому, резюмировал Пан Чанвэй,

справедливую формулу цены на газ

следует вырабатывать на основе

всех этих факторов.

Сунь Юнсян в ходе дискуссии вы-

сказал свое мнение о перспективах

добычи сланцевого газа в Китае. Он

сообщил, что в настоящее время

начинаются разработки этого сырья

в провинции Сычуань с помощью

иностранных технологий. Однако,

по мнению эксперта, эти технологии

пока еще несовершенны, для их при-

менения нужно большое количество

воды, да и вопросы экологической

безопасности остаются пока без

ответа. Куда большие перспективы

в Китае имеет извлечение шахтного

метана из угольных пластов, а также

использование СПГ.

Российская сторона также выска-

зала свои соображения и оценки.

Игорь Томберг обратил внимание

на то, что в решении ценового во-

проса для Китая серьезную про-

блему представляет регулирование

внутренних цен на газ, в результате

чего компании, занимающиеся им-

портом газа, вынуждены работать

себе в убыток. Так, по информации

российского эксперта, китайская

компания CNPC, покупающая газ

в Туркмении по весьма низкой цене

в 196 долл. за 1000 м3, на прода-

жах газа внутри Китая уже потеряла

770 млн долл.

Татьяна Митрова сообщила, что под

поставки газа в Китай будут раз-

виваться пока еще не освоенные

месторождения Восточной Сибири


и Дальнего Востока, поскольку по-

ставлять газ из Западной Сибири

не очень рентабельно. Восточноси-

бирский газ имеет более сложную

структуру, здесь помимо бутана при-

сутствуют также пропан-бутановые

и гелиевые составляющие. Кроме

того, достаточно сложны и геоло-

гические условия его залегания.

Поэтому освоение этих месторо-

ждений, создание инфраструктуры,

переработка газа потребуют серьез-

ных дополнительных затрат. «Время

дешевого газа, как и дешевой нефти,

прошло, – заключила Татьяна Митро-

ва. – И газ никоим образом сегодня

не может быть дешевле угля».

Отвечая на вопрос, готов ли Китай

осуществлять такую же мощную экс-

пансию по поглощению зарубежных

газовых активов, какую он сейчас

осуществляет по поглощению активов

нефтяных, Сунь Юнсян сказал: «Сего-

дня у нас денег много, и поэтому про-

блемы с покупкой нефтяных и газовых

активов нет. В принципе, сегодня та-

кая китайская компания, как Sinopec,

могла бы купить акции Газпрома или

Газпромнефти. Другое дело, что

здесь существуют законодательные

ограничения на подобные транзакции

для иностранных компаний». В связи

с этим Игорь Томберг отметил, что

Газпром торгует на открытом рынке

не акциями, а деривативами, а тор-

говля на внутреннем фондовом рынке

деривативами не производится. Так

что помехи для такого рода сделок

существуют с обеих сторон.

В ходе дискуссии возник вопрос,

не пропустила ли Россия момент

для входа на китайский рынок, так

как поставки газа из Туркмении уже

осуществляются. На данный вопрос

российские участники видеомоста

дали однозначный ответ: во-первых,

нельзя говорить о каком-то стра-

тегическом сотрудничестве Китая

и Туркмении (стороны только за-

нимаются торговлей), во-вторых,

после начала поставок из Туркме-

нистана цены на газ на внутреннем

рынке КНР начали расти, что дало

стимул к дальнейшему развитию

рынка. России было бы более инте-

ресно заходить на уже «окрепший»

рынок, однако до сих пор неясно,

какую степень участия российских

компаний на внутреннем китайском

рынке может позволить Правитель-

ство КНР.

Эксперты единодушно заключили,

что сегодня отношения между Китаем

и Россией напряжены из-за исто-

рии с неуплатой КНР за российскую

нефть. Ситуацию удалось разрешить

только на межправительственном

уровне, так как компании не смогли

договориться. В конце пресс-кон-

ференции российские эксперты вы-

разили сожаление, что переговоры

с Китаем не удается вести так же

систематично и плодотворно, как

с представителями Евросоюза, серь-

езные усилия в переговорах с кото-

рыми позволили устранить многие

разногласия.Е. Г. Остроумова (ООО «Газоил пресс»)

Освоение нефтегазовых ресурсов Арктики и Дальнего Востока: достижения, состояние, перспективыПресс-конференция с таким на-

званием прошла 6 сентября 2011 г.

в Интерфаксе накануне юбилейной

конференции и выставки RAO / CIS

Offshore. В дискуссии приняли уча-

стие академик РАН А. Э. Конторович,

заместитель директора Департа-

мента государственной политики

в области геологии и недропользо-

вания Д. В. Василевская, начальник

Управления техники и технологии

разработки морских месторождений

ОАО «Газпром» В. С. Вовк, замести-

тель генерального директора ДОАО

«ЦКБН ОАО «Газпром» Д. А. Мирзоев,

генеральный директор ООО «Газ-

флот» Ю. В. Шамалов.

В. С. Вовк сообщил журналистам,

что Газпром завершил установку

морской ледостойкой стационарной

платформы (МЛСП) «Приразлом-

ная» на Приразломном нефтяном

месторождении в Печорском море.

Платформа оснащена самым совре-

менным оборудованием и техноло-

гиями безопасности. «Весь шлам

и даже отходы жизнедеятельности

людей будут вывозиться на сушу».

Оборудование «Приразломной» по-

зволяет добывать 7,5 млн т нефти

в год. Однако «цифра будет мень-

ше». Газпром рассчитывает добы-

вать с «Приразломной» 6,6 млн т.

Это произойдет не ранее, чем будут

пробурены все скважины, примерно

на седьмой год.

Специально построенные два тан-

кера ледового класса будут до-

ставлять нефть с «Приразломной»

сразу на экспорт. Рассматривается

также вариант доставки нефти в

г. Мурманск, где, возможно, бу-

дут построены нефтехранилища

или НПЗ, уточнил В. Вовк. МЛСП

«Приразломная» – первая морская

ледостойкая стационарная плат-

форма, которая спроектирована

и построена в России. Длина и ши-

рина платформы составляют 126 м,

масса платформы (без балласта) –

117 тыс. т. Круглогодичную рабо-

ту платформы будет обеспечивать

экипаж до 200 чел.

МЛСП будет обеспечивать все тех-

нологические операции на Прираз-

ломном месторождении: бурение,

добычу, хранение нефти, подготовку

и отгрузку готовой продукции. Плат-

форма полностью приспособлена

к работе в суровых природно-кли-

матических условиях и рассчитана

на максимальные ледовые нагруз-

ки. Генеральный проектировщик –

ЗАО «Морнефтегазпроект», генераль-

ный подрядчик строительства – ОАО

«ПО «Севмаш». Отвечая на вопросы

представителей экологических из-

даний, все участники пресс-конфе-

ренции были единодушны во мне-

нии, что Арктику осваивать крайне

сложно из-за ее хрупкой экологии,

требования к научным решениям

очень высоки. Именно поэтому над

созданием новых технологий будут

работать представители научных

кругов разных стран.

Д. В. Василевская рассказала, что

в Министерство природных ресур-

сов и экологии РФ была передана

Государственная программа по раз-

работке российского шельфа, кото-

рая ранее разрабатывалась Мин-

экономразвития РФ, а затем была

передана на доработку в Минэнерго

РФ. Д. Василевская отметила, что

Минприроды РФ рассчитывает

подготовить данную Программу

и представить ее в правительство

уже в ноябре.

Согласно программе Минэконом-

развития РФ совокупный объем

финансирования программы освое-

ния российского континентального

шельфа на 2010–2039 гг. составит

от 9,3 трлн до 9,5 трлн руб., из них

капиталовложения в инфраструк-

туру – 4,9 трлн руб., а инвестиции

в геологоразведку – 450 млрд руб.

Ранее сообщалось, что предложен-

ный Минэкономразвития вариант

программы имеет ряд существенных

замечаний. В частности, документ

не предполагает этапа геолого-раз-

ведочных работ на шельфе, четкого

разделения источников финансиро-

вания работ на шельфе, отсутствуют

положения о региональных работах

на шельфе.

«Мы совершенно поддерживаем по-

зицию коллег максимально активно

задействовать отечественные верфи

при строительстве оборудования, не-

обходимого для работы на шельфе.

Сейчас проводится работа по внесе-

нию изменений в подзаконные акты,

по которым компании, желающие

работать на шельфе, будут обязаны

заказывать основные объемы обору-

дования у отечественного произво-

дителя», – сказала Д. Василевская.

Она подчеркнула, что речь идет

не о полном переходе на россий-

ское оборудование: «Мы понимаем,

что в полном объеме мы не можем

обеспечить потребности, но отече-

ственное судостроение конкурен-

тоспособно».

Е. Г. Остроумова («ООО Газоил пресс»)

7

На состоявшейся в рамках Форума конференции «Европа –

Россия – АТР. Энергетика: интеграция и сотрудничество»

выступил с докладом заместитель министра энергетики

Российской Федерации, статс-секретарь Ю. П. Сентюрин.

Особое внимание в своем выступлении докладчик уделил приори-

тетным направлениям развития энергосистем Дальнего Востока

и Байкальского региона. В их число входит строительство Якутской

ГРЭС-2, которая создаст необходимый резерв мощности и позволит

заместить выработавшую свой ресурс Якутскую ГРЭС; строительство

второй очереди Благовещенской ТЭЦ, что позволит покрыть дефицит

и удовлетворить растущий спрос на тепловую энергию в Амурской

обл.; строительство ТЭЦ в г. Советская Гавань и т. д.

Также Ю. П. Сентюрин обозначил основные задачи в области государ-

ственной внешней энергетической политики. В частности, он подробно

остановился на вопросах сотрудничества России с Китаем, Индией,

Японией и европейскими странами.

В ходе доклада заместитель министра подчеркнул, что в последнее

время активно развиваются российско-китайские взаимоотношения

по разработке совместных энергетических проектов и организации

экспорта-импорта энергетических ресурсов между двумя странами.

Предполагается строительство тепло- и гидроэлектростанций на тер-

ритории восточносибирских регионов. В их числе Ленская ТЭС в районе

г. Усть-Кут, Нижне-Ангарская ГЭС, Транссибирская ГЭС на р. Шилка.

Важным направлением сотрудничества станет разработка угольных

месторождений в Иркутской обл. и Забайкальском крае, строительство

на их базе электростанций, ориентированных в основном на экспорт.

Начат диалог по вопросам взаимодействия с китайскими партнерами

в сфере модернизации российской транспортной инфраструктуры,

предназначенной под поставки

угля. Развивается сотрудниче-

ство в сфере альтернативных

источников энергии. В ближайшее

время планируется создание рос-

сийско-китайского совместного

предприятия «Грин Энерджи Кор-

порэйшн».

В рамках специально создан-

ной Российско-Японской рабо-

чей группы по сотрудничеству

в нефтегазовой сфере, по словам

Ю. П. Сентюрина, прорабатыва-

ются конкретные предложения

по различным проектам, в том числе по участию японских партнеров

в строительстве завода по производству СПГ и нефтехимического

комплекса в районе Владивостока.

Кроме того, заместитель министра энергетики РФ акцентировал

внимание участников мероприятия на том, что Россия проводит

диверсификацию маршрутов и способов доставки энергоносителей

для обеспечения гарантированных поставок углеводородов в стра-

ны Европейского союза и выхода на новые перспективные рынки,

в особенности АТР. В связи с этим Ю. П. Сентюрин затронул тему

реализации крупных инфраструктурных проектов. Спикер подробно

остановился на функционировании нефтепровода Восточная Сибирь –

Тихий океан, пуск которого позволил в 2010 г. по сравнению с 2009 г.

вдвое увеличить добычу нефти в Иркутской обл. Рассказал о выходе

на проектную мощность газопровода Ямал – Европа, запуске первой

очереди газопровода «Северный поток» и проектировании «Южного

потока».

Особое внимание заместитель министра уделил Восточной газовой

программе, призванной скоординировать вовлечение в разработку

четырех газовых центров на Сахалине, в Республике Саха (Якутия),

в Красноярском крае и Иркутской обл. Он подчеркнул, что преду-

смотренные Программой мероприятия по переработке и реализации

углеводородного сырья и гелия с месторождений Восточной Сиби-

ри и Дальнего Востока позволят обеспечить к 2030 г. промышлен-

ное производство нефтехимической продукции в объеме не менее

4,5 млн т, а газохимической продукции – не менее 9,1 млн т.

«По прогнозам, для удовлетворения внутреннего спроса и развития

экспорта потребуется нарастить объемы добычи газа с нынешних

650 млрд м3 до 1 трлн м3 в год, т. е. практически в полтора раза. И у России

для этого есть все возможности», – резюмировал Ю. П. Сентюрин.

По информации Минэнерго РФ

VII Байкальский международный экономический форум14 сентября в Иркутске завершил свою работу VII Байкальский международный экономический форум.

В мероприятии приняли участие российские и зарубежные представители бизнеса и власти.

Конференция «Европа – Россия – АТР. Энергетика: интеграция и сотрудничество»

Ю. П. Сентюрин


УДК 622.279

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»: 55 лет трудовой деятельностиА.В. Завгороднев (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»)

Вдалекие 50-е гг. XX в. бурное разви-

тие отечественной газовой отрасли

происходило на юге страны, сделав

Ставрополье новой газоносной провинцией.

Освоение Северо-Ставропольского место-

рождения природного газа и строительство

знаменитой магистрали Ставрополь – Мо-

сква открыли первые страницы истории

предприятия. Они были непростыми, эти

стройки послевоенных лет. Несмотря на раз-

руху и холод, нехватку оборудования и ма-

териалов, воспоминания первопроходцев

газовых трасс заряжают своим энтузиазмом,

воодушевлением и радостью мирного тру-

да. Имена этих людей вписаны золотыми

буквами в летопись предприятия. Они –

наша гордость, наши учителя и наставники,

главная и непреходящая ценность «Газпром

трансгаз Ставрополь».

Геологические работы, прерванные

Великой Отечественной войной, возоб-

новились, как только немецкие захватчики

были отброшены с Кавказа. В феврале

1946 г. на Сенгилеевской площади был по-

лучен газ. Больших запасов тем не менее

здесь не ожидалось. И внимание геологов

обратилось к северу от г. Ставрополя, где

была обнаружена пологая антиклиналь-

ная складка. В 1951 г. было заложено 13

роторных скважин. Все они оказались

газоносными с необычайно высоким ра-

бочим дебитом. Крупнейшее в то время

в Европе месторождение природного

газа назвали Северо-Ставропольским.

Его запасы составили более 220 млрд м3.

Ставрополье стало новой газоносной

провинцией Предкавказья, центром был

определен железнодорожный разъезд

Рыздвяный, в будущем – поселок и газо-

вая столица Северного Кавказа. В 1953 г.

было принято решение о строительстве

Одно из старейших дочерних обществ Газпрома – ООО «Газпром трансгаз Став-

рополь» – отмечает свое 55-летие. За эти годы произошло немало изменений

в структуре и функциях Общества. С расширением масштабов деятельности

появлялись новые подразделения, увеличивался круг их обязанностей. Соз-

давались филиалы, возводились газовые магистрали, строились компрес-

сорные и газораспределительные станции, осваивались новые производства,

развивалась наука и совершенствовались технологии. Так сформировался

мощный производственно-хозяйственный комплекс, который сегодня продол-

жает динамично развиваться и входит в число крупнейших в Единой системе

газоснабжения юга России.

9

Алексей Васильевич ЗАВГОРОДНЕВ, генеральный директор ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь», кандидат геолого-минералогических наук, действительный

член Академии технологических наук РФ, член-корреспондент Российской акаде-

мии естественных наук, лауреат премии ОАО «Газпром» и премии им. академика

И. М. Губкина, отмечен благодарностью Министерства промышленности и энерге-

тики Российской Федерации.

магистрального газопровода Ставрополь –

Москва, которое началось в 1954 г. В 1956 г.

были сданы в эксплуатацию две нитки

крупнейшего в Европе газопровода. Вес-

ной 1957 г. началось сооружение третьей

нитки газопровода. Подача газа увеличи-

лась в 3 раза и составляла 20 млн м3 / сут.

Москва стала крупнейшим потребителем

газа в мире. А в 1959 г. ставропольский

газ пришел в Северную столицу. В стране

началось активное развитие газотранс-

портной системы. За несколько лет были

созданы материально-техническая база

и сплоченный коллектив специалистов,

положившие начало крупнейшему на юге

России газовому комплексу.

Ныне ООО «Газпром трансгаз Ставро-

поль» входит в состав 17 дочерних обществ

ОАО «Газпром», образующих единую систему

транспорта газа на территории Российской

Федерации. Производственные объекты

предприятия расположены в Северо-Кав-

казском и Южном федеральных округах.

Линейная часть магистральных газопрово-

дов, обслуживаемых Обществом, проходит

через 10 субъектов Российской Федерации.

Осуществляется транзит природного газа

в страны Закавказья и транспорт за рубеж.

От газотранспортной системы Общества бе-

рет свое начало магистральный газопровод

Россия – Турция «Голубой поток».

В эксплуатации Общества находится

8 тыс. км магистральных газопроводов,

12 компрессорных станций, 327 газораспре-

делительных станций и 13 автомобильных

газонаполнительных компрессорных стан-

ций. Численность работников составляет

более 7,5 тыс. человек.

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

активно реализует политику Газпрома в об-

ласти развития газомоторного бизнеса –

перспективного выбора по экономическим,

экологическим и ресурсным характери-

стикам. Опыт в этой сфере деятельности

насчитывает более 20 лет. Наращива-

ние парка автотранспорта, работающего

на природном газе, взвешенная политика

ценообразования, структурные изменения

в системе управления сетью автомобильных

газонаполнительных станций позволили

за последние 10 лет на порядок увеличить

объемы реализации компримированного

газа. В частности, в 2010 г. они составили

55 млн м3, или 16 % от общего объема

по России, при этом было замещено

820 тыс. л бензина.

Укрепляя свои позиции на мировом

энергетическом рынке, Газпром остается

социально ориентированной компанией

и активно реализует социально значимые

проекты, прежде всего выполняя Про-

грамму газификации регионов России.

Разветвленная газотранспортная система

«Газпром трансгаз Ставрополь» позволяет

обеспечить один из самых высоких по Рос-

сии уровней газификации обслуживаемых

территорий – до 91 %, что существенно

выше аналогичных показателей по стране.

Также регионы получают существенную

поддержку газовиков в виде налоговых

поступлений в местные бюджеты и предо-

ставления рабочих мест. Безусловно, это

создает благоприятные экономические

условия для развития регионов, большин-

ство которых являются дотационными.

И, что немаловажно, помогает поддерживать

здесь мир и стабильность.

Ближайшие перспективы, стоящие перед

Обществом, направлены на развитие и ре-

конструкцию газотранспортной системы

в целях ликвидации «узких мест» и обеспе-

чения транспорта прогнозируемых потоков

газа. Это связано, в том числе, с одним

из ключевых направлений стратегии Газ-

прома – диверсификацией транспортных

маршрутов, в частности с проектом «Южный

поток», в ходе реализации которого Газ-

пром добился значительных результатов.

«Газпром трансгаз Ставрополь» поручено

ведение проекта «Расширение ЕСГ для

подачи газа в газопровод «Южный поток»,

предусматривающее в зоне деятельности

Общества строительство нового цеха на КС

Сальская и участка газопровода протяжен-

ностью 270 км.

В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

успешно реализуются задачи взаимодей-

ствия науки и производства. Здесь трудятся

25 кандидатов наук. Специалисты предприя-

тия отмечены премиями ОАО «Газпром»,

Международной топливно-энергетиче-

ской ассоциации им. Н. К. Байбакова, На-

учно-технического общества нефтяников

и газовиков им. академика И. М. Губкина,

Национальными экологическими премиями

Высшего экологического совета Государ-

ственной Думы РФ.


УДК 622.691.4

Обеспечение надежности транспортировки газа на участках развития опасных геологических процессов с использованием новых технологий диагностикиА. В. Завгороднев (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»), А. Н. Колотовский (ОАО «Газпром»),

М. М. Задериголова (ООО «Геотек»), И. Г. Ткаченко, А. Ю. Астанин,

С. Г. Петров (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»)

Вопросы повышения надежности экс-

плуатации газотранспортной системы

(ГТС) являются приоритетными для

ОАО «Газпром», поскольку бесперебойная

работа всех ее элементов, и в особенно-

сти линейной части, «влияет как на общие

экономические показатели, так и на имидж

Газпрома в стране и за рубежом» (О. Е. Ак-

сютин, 2009 г.). Это в первую очередь отно-

сится к объектам, расположенным в рай-

онах активизации опасных геологических

процессов – таких, как оползни, карсты,

подработки и пр.

Подчеркнем, что затраты на создание

системы оповещения (мониторинга) об акти-

визации ОГП на проблемных участках никак

не сопоставимы с убытками от аварий.

Существующие модели и методики опе-

ративного контроля ОГП в настоящее время

либо безнадежно устарели (геодезические,

бурение, тросово-реперные и др.), либо

недостаточно развиты, что обусловливает

актуальность разработки новых техноло-

гий геодинамического диагностирования

слабонесущих грунтов оснований ГТС и

методик организации производственно-

экологического мониторинга ОГП.

Нарушение устойчивости ответствен-

ных объектов ГТС, как правило, является

следствием недостаточного учета проек-

тировщиками и строителями особенностей

грунтовых условий, фактических геодина-

мических воздействий. Эта группа ошибок

приводит впоследствии к значительным

объемам скрытых работ, которые оцени-

вают уже после наступления отказа или

разрушения объекта.

При использовании только результатов

контроля состояния трубопроводов (тен-

зометрические, ультразвуковые методы,

внутритрубная диагностика) комплекс

управляющих воздействий для снижения

риска его эксплуатации может существенно

различаться по результативности и эф-

фективности. Для принятия оптимальных,

корректных решений необходимо иметь

общее представление о всей системе

«труба – грунт».


является эксплуатирующей организацией

северного участка газопровода с. Дзуари-

кау – г. Цхинвал, от с. Дзуарикау до пере-

вала Кударский, общей протяженностью

162,3 км.

Расположение трассы газопровода

в сложных природно-климатических и вы-

сокогорных условиях накладывает опре-

деленные трудности на его эксплуатацию

и техническое обслуживание. Большую часть

года ограничен доступ обслуживающего

персонала к участкам газопровода, что вле-

чет за собой невозможность оперативного

реагирования на явления, вызванные при-

родными геологическими процессами.

Для обеспечения надежной поставки

газа потребителям, снижения риска аварий

и своевременного принятия инженерно-

технических решений по предотвращению

катастрофических ситуаций ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь» планирует создание

системы наблюдения и контроля в режиме

реального времени за состоянием геодина-

мической активности опасных геологических

процессов. Этого можно достичь за счет

обеспечения геодинамической безопасно-

Актуальные вопросы обеспечения геодинамической безопасности газотранс-

портных систем ОАО «Газпром» на участках активизации опасных геологических

процессов (ОГП) не освещены в методико-нормативной документации компании.

Предложенная принципиально новая технология диагностики и прогнозирова-

ния развития ОГП, вызывающих мгновенное разрушение грунтового основания

газопроводов, базируется на радиоволновом методе. В статье особое внима-

ние уделено составу и организации автоматизированной системы контроля

геологических процессов на проблемном участке газопровода с. Дзуарикау –

г. Цхинвал. Предлагаемая технология отражает современный уровень приклад-

ных разработок и заслуживает широкого внедрения в отрасли.

11

сти ГТС с помощью радиоволнового метода,

который основан на использовании элек-

тромагнитного поля Земли (радиоволновое

поле Земли). Источниками естественных

электромагнитных полей, на регистрации

которых базируется система, являются неод-

нородности структуры грунтов, разнонапря-

женные структуры, трещины. Под действием

деформационных волн из нижней мантии,

микросейсмических колебаний, ветровой

и техногенной нагрузки на этих источниках

возникают импульсные электромагнитные

поля, которые и создают естественный

электромагнитный фон литосферного про-

исхождения. Импульсные электромагнитные

поля могут меняться как при изменении

напряженно-деформированного состояния

(НДС) грунтов, так и при изменении воздей-

ствия на источники полей режима флюидов.

Многолетние измерения в различных ре-

гионах показали, что радиоволновое поле

Земли (РПЗ) литосферного происхождения

имеет ярко выраженный устойчивый суточ-

ный и сезонный ход. Это объясняется тем,

что деформационные волны в земной коре

связаны с вращением Земли вокруг своей

оси и вокруг Солнца. На рис. 1 представлены

примеры типичной интенсивности РПЗ для

различных сезонов.

Типичный суточный ход может изменять-

ся под влиянием локальных геологических

процессов вблизи станции наблюдения,

атмосферных гроз, техногенных помех.

В связи с этим для мониторинга НДС грунтов

необходимо применять не менее двух реги-

страторов РПЗ. Один из них (контролирую-

щий) устанавливается в месте активизации

опасных геологических процессов, другой

(реперный) – на расстоянии не более 25 км

(длина волны очень низкочастотного диа-

пазона) в месте, не подверженном ополз-

невым и другим геодинамическим процес-

сам, связанным с изменениями структуры

и морфологии грунтов, т. е. регистрируются

фоновые значения РПЗ. Для повышения

достоверности прогноза число контроли-

рующих и реперных регистраторов может

быть увеличено. В таком случае реперные

регистраторы выносятся в различных ази-

мутальных направлениях от тела оползня,

а контролирующие располагаются сетью.

Шаг сетки выбирается исходя из мощности

и площади оползня. НДС грунтов оценива-

ются путем сравнения данных регистра-

торов. В случае когда на контролирующих

регистраторах интенсивность РПЗ будет

существенно отличаться от интенсивности,

зарегистрированной на реперных в течение

3 сут и более, следует ожидать подвижек

грунта из-за изменения НДС и принимать

управляющие решения, связанные с защи-

той газопровода и минимизацией послед-

ствий, вызванных этой подвижкой.

Поскольку низкочастотное поле Земли

возникает в опасной геодинамической зоне

задолго до наступления фазы разрушения

горных пород, это позволяет рекомендо-

вать его как одно из основных для контроля

и прогнозирования степени активизации

опасных природно-техногенных процес-

сов, что дает возможность своевременно

принять управляющие решения.

Радиоволновое диагностирование участ-

ков активизации ОГП включает на первом

этапе обследование геодинамического

состояния грунтовых оснований объектов

ГТС для выявления и оконтуривания опасных

зон и создание на втором этапе стационар-

ного режимного контроля (мониторинга)

активизации ОГП.

Были проведены натурные полевые ис-

следования по трассе рассматриваемого

газопровода аппаратурно-методическим

комплексом на базе магнитотеллурического

радиоволнового метода и малоглубинной

геофизики. Наиболее опасным и требующим

срочных мероприятий по организации мони-

торинга НДС грунтов на основании данных

интерпретации результатов проведенных

исследований является участок на 53,5-м км

(географические координаты 42° 51′ 17,532′′ с. ш. и 44° 2′ 29,616′′ в. д). На этом участке

зона растяжения резко сменяется зоной

сжатия, что свидетельствует о нарастающей

активности оползня (рис. 2).

Данные, полученные радиоволновыми

методами, подтверждаются и морфо-

структурным анализом. На этом пикете

развит активный оползень, захватывающий

полку на протяжении 80 м, ширина (захват

полки) достигает 1,5–2,0 м. Стенка сры-

ва вертикальная, фестончатая, высотой

от 0,5 до 0,6 м. Она проходит в 1,5–2,0 м

от трассы газопровода. Механизм смеще-

ния достаточно сложен: сдвиг по наклонной

поверхности с признаками пластических

деформаций. Тело оползня состоит из трех

блоков различной конфигурации, уклон

поверхности полки достигает 17° при угле

наклона склона до 35–40°. Из сказанного

следует, что данный оползень представ-

ляет прямую реальную угрозу газопроводу

и требует незамедлительного принятия

управляющих решений.

При окончательном выборе местопо-

ложения обустройства точек для наблю-

дательного пункта сети мониторинга были

проведены повторные (апрель 2011 г.) мар-

шрутные измерения от 53-го до 55-го км

трассы магистрального газопровода, кото-

рые полностью подтвердили предыдущие

результаты (ноябрь 2010 г.).

На рис. 3 представлены пространствен-

ные вариации интенсивности сигнала, по-

лученные при первом (кривая 1) – ноябрь

Рис. 1. Интенсивность РПЗ в Северном полушарии для декабря (а) и июня (б)


2010 г. и повторном (кривая 2) – апрель

2011 г. измерениях. Из рисунка видна хо-

рошая качественная повторяемость ре-

зультатов, а отличия в абсолютных значе-

ниях интенсивности сигналов объясняются

резко возросшей геодинамикой данного

участка.

Следует отметить, что если просадка

грунта в районе 53,5-го км в ноябре 2010 г.

составляла 0,5–0,6 м, то в апреле 2011 г.

она уже была 1,5–1,7 м. По-видимому, про-

изошла разгрузка горного массива, и это

подтверждается данными радиоволновых

измерений; интенсивность сигнала снизи-

лась более чем в 2 раза. Идет накопление

последствий геодинамических процессов,

что обязательно спровоцирует появление

новых деформаций.

Этап создания стационарного режимного

контроля состояния грунтов предусматривал

установку в антивандальных бункерах на вы-

явленных предварительным обследовани-

ем местах радиоволновых приборов типа

МТЗ-01 с организацией каналов питания,

связи с диспетчером, программного обес-

печения – автоматизированного рабочего

места (АРМ) геолога.

Для создания и внедрения первой оче-

реди автоматизированной системы мо-

ниторинга ОГП на трассе магистрального

газопровода с. Дзуарикау – г. Цхинвал

на 53,5-м км было принято решение уста-

новить два радиоволновых прибора. Репер-

ный прибор размещен и запущен в режиме

мониторинга вблизи 55-го км газопровода

(в 40 м от ГРС «Мизур»), где интенсивность

сигнала по полевым исследованиям практи-

чески равна нулю и визуально геодинами-

ческие процессы не наблюдаются. Второй

прибор смонтирован на теле оползня, где

интенсивность РПЗ максимальная и ви-

зуально явно выражена просадка грунта

(53,5-й км). Способ такого мониторинга

локальных неоднородностей и геодинамиче-

ских зон защищен патентом РФ № 2363965

от 17.07.2008 г.).

Все инженерно-технические работы

по данному направлению выполнены с при-

влечением специалистов ООО «Геотэк»

(г. Москва).

Сам радиоволновой прибор (рис. 4)

представляет собой двухканальный спе-

циализированный радиоприемник (патент

РФ № 2363964 от 17.07.2008 г., сертификат

РОСС RU.ME92.H0011 от 29.12.2010 г.),

регистрирующий импульсный поток маг-

нитной составляющей естественного поля

Земли в очень низкочастотном диапазоне

(1–200 кГц) по двум взаимно перпенди-

кулярным направлениям (север – юг, за-

пад – восток).

Градиент значений интенсивности сигна-

ла по различным каналам свидетельствует

о направлении геодинамических процессов

Рис. 2. Изменение интенсивности сигнала Рис. 3. Изменения интенсивности сигнала по трассе газопровода от 53,4-го до 55-го км, полученные в ноябре 2010 г. (1) и апреле 2011 г. (2)

Рис. 4. Радиоволновой прибор МТЗ-01 контро-ля геодинамических процессов

Рис. 5. Внешний вид радиоволнового прибора МГР-01

13

в массиве. Могут использоваться и другие

аналогичные приборы, например МГР-01

(рис. 5).

Регулировка технических парамет-

ров приемных трактов, предварительная

обработка и передача по GPRS-каналу

на сервер осуществляются четырьмя про-

граммируемыми микропроцессорами

по оригинальным программам. Прибор

питается от аккумулятора 6–12 В, потреб-

ляемая мощность не более 2 Вт. Результаты

измерений записываются в собственную

память регистратора и могут быть считаны

с компьютера или выложены в сеть Internet

на FTP-сервер. На сервере информация

обновляется каждые 4 ч. Разработанный

интернет-портал формирует базу данных

и представляет в графическом виде резуль-

тат мониторинга опасности геологических

процессов.

Приборы с приемными антеннами и ак-

кумуляторами размещаются в радиопро-

зрачных герметичных антивандальных

бункерах-контейнерах, которые находятся

в земле на глубине 0,7–1,2 м (рис. 6). Ме-

сто установки выбрано не ближе 5 м от оси

газопровода в целях минимизации электри-

ческих помех от анодной антикоррозийной

защиты трубопровода. Передающая GPS-

антенна выведена на дневную поверхность

и маскируется по местности.

В апреле 2011 г. первая очередь авто-

матизированной системы мониторинга

опасных геологических процессов (наблюда-

тельный пункт НП-1) на трассе магистраль-

ного газопровода с. Дзуарикау – г. Цхинвал

была внедрена и запущена в эксплуатацию.

Данные системы в автоматическом режиме

выкладываются, обрабатываются и визуа-

лизируются на сервере Диспетчерской

службы предприятия.

По результатам анализа превышений

уровней интенсивности измеряемого РПЗ

над фоновыми значениями в режиме «све-

тофора» можно судить о степени опасности

подвижек оползня. Чем больше отличие кри-

вой от нулевого значения (зеленая линия),

тем активнее процессы изменения НДС

грунта в точке регистрации РПЗ. По опы-

ту работ в других регионах, опасным для

эксплуатации газопровода следует считать

превышение относительной интенсивности

РПЗ более чем на 350 % и выше в течение

3 сут и более.

На рис. 7 приведен вид окна среды

диспетчера (АРМ геолога). Данные РПЗ,

зарегистрированные двумя регистрато-

рами, визуализированы в виде графиков

по двум каналам преимущественного

приема радиоволн (Н1 север – юг и Н2

запад – восток), результаты анализа НДС

в точке на теле оползня представлены в виде

кривой на цветовой шкале. Технологиче-

ские разрывы на приведенных графиках

связаны с настройкой автоматизированной

системы контроля геологических процес-

сов (АСКГП).

Указанные исследования были выполне-

ны в соответствии с разработанной и утвер-

жденной ОАО «Газпром» Программой работ

по созданию системы мониторинга опасных

геологических процессов на участке трас-

сы газопровода с. Дзуарикау – г. Цхинвал

(0–92,8 км).

В настоящее время идет подготовка

к созданию наблюдательных пунктов систе-

мы мониторинга ОГП и на других участках

трассы газопровода.

В заключение отметим следующее.

В апреле 2011 г. первая очередь авто-

матизированной системы мониторинга

опасных геологических процессов на трас-

се магистрального газопровода с. Дзуа-

рикау – г. Цхинвал внедрена и запущена

в эксплуатацию. На наиболее геодина-

мически опасном участке газопровода

установлено два пункта радиоволнового

Рис. 6. Пункт регистрации РПЗ на оползневом участке газопровода

Рис. 7. Вид окна среды диспетчера


наблюдения (контрольный и реперный).

Проведен инструктаж операторов Ала-

гирского РЭП по эксплуатации системы.

Для повышения достоверности прогноза

опасных геологических процессов реко-

мендуется на данном оползне в ближай-

шем будущем установить сеть из пяти

и более регистрирующих приборов с двумя

реперными.

На последующих этапах выполнения

Программы будут отрабатываться кри-

терии оценки степени активизации ОГП,

совершенствоваться программное обес-

печение и техническая оснащенность си-

стемы АСК ГП, проводиться радиоволновое

диагностирование потенциально опасных

участков трассы для расширения системы

мониторинга.

С учетом изложенного, целесообразно

распространить в отрасли накопленный

практический опыт по обеспечению гео-

динамической безопасности газотранс-

портных систем, для этого следует подго-

товить к изданию следующие нормативные

документы:

• Временные технические требования

при проведении комплекса специальных

исследовательских работ по изучению

и контролю радиоволновым методом

опасных геологических процессов на ли-

нейной части магистральных газопроводов

ОАО «Газпром»;

• Методику комплексных специальных

изысканий для изучения опасных геоди-

намических процессов на газотранспорт-

ных системах радиоволновым методом

(СТО «Газпром»).

Полезным также было бы введение ука-

занной радиоволновой диагностики грун-

тового основания в систему управления

техническим состоянием промышленной

безопасностью ГТС ОАО «Газпром».

От имени коллектива ООО

«Газпром трансгаз Ма-

хачкала» и от себя лично

сердечно поздравляю Вас

и коллектив ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь» со зна-

менательной датой – 55-ле-

тием со дня создания!

ООО «Газпром трансгаз

Ставрополь» – одно из ста-

рейших предприятий газовой

отрасли, история которого

началась одновременно с за-

рождением отечественной

газовой промышленности. Открытие Северо-Ставропольского

месторождения природного газа на рубеже 40–50-х гг. XX в.

послужило толчком для активного развития газотранспорт-

ной системы страны. Именно отсюда в конце декабря 1956 г.

по первому дальнему магистральному газопроводу Ставро-

поль – Москва газ Ставрополья пришел в столицу, а в 1959 г.

поступил в Ленинград и промышленные центры европейской

части страны. В течение прошедших 55 лет предприятие

динамично развивалось, и сегодня ООО «Газпром трансгаз

Ставрополь» – это мощный производственно-хозяйственный

комплекс, являющийся одним из крупнейших в Единой системе

газоснабжения России. ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

поставляет природный газ в 10 субъектов юга России, в страны

Закавказья, а также в Турцию по газопроводу «Голубой поток»,

который берет начало в зоне деятельности предприятия.

Вместе с тем ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» является

лидером на территории России по выполнению программы

использования компримированного газа в качестве моторного

топлива. Предприятие успешно эксплуатирует 13 автомобиль-

ных газонаполнительных компрессорных станций.

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» осуществило строи-

тельство самого высокогорного в мире газопровода Дзуа-

рикау – Цхинвал, высшая точка которого проходит на высоте

3200 м над уровнем моря.

Считаю важным вспомнить, что наше предприятие с 1982

по 1992 г. осуществляло свою деятельность в составе производ-

ственного объединения «Кавказтрансгаз», правопреемником

которого является ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». И во все

времена наши предприятия сохраняют теплые добрососедские

отношения, успешно взаимодействуют и проводят совместные

крупные работы на сопредельных территориях.

В эти дни работники нефтяной и газовой промышленности

также отмечают свой профессиональный праздник, и мне

особенно приятно поздравить Вас и весь коллектив с двумя

столь значимыми для газовиков датами, пожелать, дорогой

Алексей Васильевич, Вам и каждому члену славного коллек-

тива ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» доброго здоровья,

семейного благополучия, дальнейших творческих и произ-

водственных успехов во благо ОАО «Газпром» и нашей общей

Родины – России!

Генеральный директор

ООО «Газпром трансгаз Махачкала»

К. Б. Гусейнов

Уважаемый Алексей Васильевич!

15

Всоответствии с Федеральным за-

коном от 21 декабря 1994 г. № 68

«О защите населения и территорий

от чрезвычайных ситуаций природного

и техногенного характера» (далее – ФЗ

№ 68) под чрезвычайной ситуацией (ЧС)

понимается обстановка на определенной

территории, сложившаяся в результате

аварии, опасного природного явления, ка-

тастрофы, стихийного или иного бедствия,

которая может повлечь или повлекла за со-

бой человеческие жертвы, ущерб здоровью

людей или окружающей среде, значительные

материальные потери.

Опасностью в чрезвычайной ситуации

называется состояние, при котором соз-

далась или вероятна угроза возникновения

поражающих факторов и воздействий ис-

точника на население, объекты экономики,

инфраструктуры и окружающую природную

среду в зоне чрезвычайной ситуации (ГОСТ

Р 22.0.02–94).

Следуя основным положениям ФЗ № 68

и ГОСТ Р 22.0.02–94, можно сформулировать

следующие определения экологической

опасности и чрезвычайной экологической

ситуации.

Экологическая опасность – это наличие

и состояние природных и антропогенных

источников экологической опасности, в ре-

зультате воздействия которых создалась

или вероятна угроза возникновения чрез-

вычайной экологической ситуации.

Под чрезвычайной экологической ситуа-

цией следует понимать такое состояние окру-

жающей среды на определенной территории,

сложившееся в результате техногенной

аварии, опасного природного явления, ка-

тастрофы, стихийного бедствия, длительной

хозяйственной деятельности, которое может

повлечь или повлекло за собой человеческие

жертвы, ущерб здоровью людей, деграда-

цию природных экосистем, значительные

материальные потери и нарушения условий

жизнедеятельности людей.

По степени опасности, обусловленной

общим антропогенным воздействием

и уровнем деградации экосистем, выделя-

ются следующие категории экологических

ситуаций: благоприятная, удовлетворитель-

ная, напряженная, критическая, кризисная,

катастрофическая [5].

Эти категории определяются на основе

критериев, разработанных для выделения

зон чрезвычайной экологической ситуации

и зон экологического бедствия. Наибольшую

экологическую опасность представляют кри-

зисная и катастрофическая экологические

ситуации, которые и относятся к категории

«чрезвычайная экологическая ситуация».

Идентификация экологической опасности

заключается в установлении ее источников,

оценке степени их потенциальной опасности

и определении значимости выделенных эколо-

гических опасностей. Методика идентифика-

ции экологической опасности газотранспорт-

ных объектов апробировалась для территории

Ставропольского края, где сосредоточено

около 70 % производственных объектов

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

К источникам экологической опасности

региона относятся опасные природные яв-

ления и процессы, производственные объ-

екты и системы, а также техногенные аварии

и катастрофы, длительная повседневная

хозяйственная деятельность, в результате

воздействия которых создалась или веро-

ятна угроза возникновения чрезвычайной

экологической ситуации. К опасным при-

родным явлениям и процессам относятся:

геологические (землетрясения, оползни, се-

ли, обвалы), гидрологические (наводнения,

подтопления), метеорологические (ураганы,

смерчи, сильные снегопады, гололедица).

Экологическую опасность из них пред-

ставляют наводнения, подтопления, сели,

лавины, оползни, обвалы, ураганы, смерчи,

УДК 502:622.279

Оценка и обеспечение экологической безопасности газотранспортных предприятий юга РоссииА. В. Завгороднев, И. Г. Ткаченко, Е. В. Маслова (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»),

А. Д. Хованский, И. В. Богачев (Южный федеральный университет)

В последнее время в связи с постоянно возрастающим антропогенным воздей-

ствием, неудовлетворительным состоянием окружающей среды, истощением

природных ресурсов, увеличением масштабов и длительности влияния катастроф

и загрязнений на окружающую среду исследованию проблем экологической без-

опасности придается особое значение [1–4]. В статье сформулированы понятия

экологической опасности и чрезвычайной экологической ситуации, определены

и проанализированы источники, разработаны методика идентификации эколо-

гической опасности, а также система мер по обеспечению экологической без-

опасности газотранспортных объектов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».


в результате которых может происходить

нарушение природных ландшафтов, разру-

шение техногенных объектов, загрязнение

окружающей среды. Техногенные источники

опасности представлены объектами хими-

ческой опасности, взрывоопасными и пожа-

роопасными объектами в промышленности,

гидротехническими сооружениями, а также

объектами системы жизнеобеспечения.

Воздействие на окружающую среду при

авариях и катастрофах, как правило, носит

комплексный характер и в зависимости

от характера аварии и возникающих при этом

поражающих факторов может включать фи-

зическую, химическую, а в некоторых случаях

и биологическую составляющие. Загрязнения

распространяются во все компоненты окру-

жающей среды. В качестве экологических

последствий при авариях следует также

рассматривать негативные изменения ланд-

шафтов и нарушение естественных процес-

сов, протекающих в экосистемах.

К опасным производственным объектам

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», являю-

щимся источниками экологической опасности,

относятся объекты транспортировки газа –

магистральные газопроводы и газопрово-

ды-отводы, компрессорные станции (КС),

газораспределительные станции (ГРС).

Помимо газотранспортных предприятий

в зоне их деятельности находятся и другие

значительные источники природных и тех-

ногенных опасностей. Степень экологиче-

ской опасности отдельных источников или

конкретной территории должна оцениваться

с учетом степени опасности и характера

действия всех источников опасности.

Характеристика опасных природных

явлений проводилась по следующим па-

раметрам: вид и интенсивность опасного

явления, частота наступления ЧС, площадь

зоны вероятной ЧС, число людей в зоне

ЧС. Техногенные источники опасности ха-

рактеризовались составом и количеством

хранящегося или используемого опасного

вещества, площадью зоны вероятной ЧС,

числом людей в зоне ЧС. По указанным

параметрам охарактеризовано более

100 источников экологической опасности,

расположенных в Ставропольском крае. Рай-

онирование территории Ставропольского

края по степени опасности экологической

ситуации представлено в Экологическом

атласе ООО «Кавказтрансгаз».

Для определения степени потенциальной

опасности воздействия на окружающую

среду источников экологической опасности

разработана специальная методика, в осно-

ву которой положен балльный подход.

Степень потенциальной опасности воздей-

ствия на окружающую среду каждого источ-

ника экологической опасности определяется

по трем параметрам: К – характеризует коли-

чество (объем) воздействия; Р – особенности

распространения воздействия; В – степень

опасности воздействия. Для каждого вида

воздействия по каждому из трех параметров

на основании Постановления Правительства

РФ от 21 мая 2007 г. № 304 «О классификации

чрезвычайных ситуаций природного и техно-

генного характера» разработаны критерии

определения баллов от 1 до 5 (табл. 1).

Каждый источник экологической опасно-

сти, в зависимости от значения указанных

параметров, оценивается по пятибалльной

шкале. После сложения значений балльной

оценки по всем трем параметрам получается

итоговая оценка, которая характеризует ранг

данного источника экологической опасности.

Чем выше результат, тем больше степень

опасности потенциального воздействия

данного фактора на окружающую среду.

По результатам этой оценки составляется пе-

речень источников экологической опасности

на исследуемой территории (табл. 2).

К значимой относится такая экологиче-

ская опасность, которая создала или может

создать условия для возникновения чрезвы-

чайной экологической ситуации и требует

соответствующих мероприятий по ее сниже-

нию. Основными факторами, определяющими

значимость потенциальной экологической

опасности, являются: степень опасности

потенциального воздействия на окружаю-

щую среду; состояние окружающей среды

в зоне воздействия; особенности и характер

распространения воздействия в окружающей

среде; специфика исследуемой территории.

Указанные факторы при оценке значимости

экологической опасности учитываются с по-

мощью системы повышающих или понижаю-

щих численных индексов. Суммарный индекс

значимости экологической опасности (ИЗЭО)

определяется учетом индекса воздействия

(ИВ) по формуле:

ИЗЭО = ИВ + К1 + К

2 + К

3,

где ИВ = К + Р + В – оценка степени опасности

потенциального воздействия на окружающую

среду источников экологической опасности;

ПоказателиОценка в баллах

1 2 3 4 5

Количество – КЧисло опасных природных явлений; годовая численность ЧС <10 10–30 30–50 50–100 >100

Опасные техногенные объекты:химически опасные вещества, твзрыво- и пожароопасные: нефтепродукты, тприродный газ, м3

<1

<10

1–5

10–100

5–10

100–1000

10–50

1000–10 000

>50

>10 000

Распространенность – Р

Зона распространения поражающих факторов

Не выходит за пределы территории производ-ственного объекта

Не выходит за пределы населенного пункта, горо-да, района

Не выходит за пределы субъекта федерации

Охватывает территорию двух субъек-тов РФ

Выходит за пределы двух и более субъектов РФ

Воздействие – ВЧисленность населения в зоне вероятной ЧС, тыс. чел. <100 100–300 300–500 500–1000 >1000

Таблица 1

Критерии определения потенциальной степени опасности воздей-ствия на окружающую среду источников экологической опасности

17

К1, К

2, К

3 – численные индексы значимости,

соответственно, состояния окружающей

среды в зоне воздействия, распростра-

нения воздействия в окружающей среде,

специфики использования территории. Для

определения численных индексов разрабо-

тана специальная система критериев. Схема

определения значимости экологической

опасности и действия, предпринимаемые

для ее снижения, представлены в табл. 3.

По результатам идентификации эколо-

гической опасности составляется ранжи-

рованный перечень значимых источников

экологической опасности региона и прово-

дится зонирование территории по уровню

потенциальной экологической опасности.

Полный перечень значимых потенциальных

экологических опасностей в Ставропольском

крае включает 118 источников опасности.

В табл. 4 для примера приведен обобщен-

ный перечень значимых потенциальных

экологических опасностей.

По степени потенциальной экологической

опасности на территории Ставропольско-

го края выделено четыре зоны: с высокой,

повышенной, умеренной и незначительной

степенью экологической опасности.

Высокая степень потенциальной эколо-

гической опасности установлена в районе

крупного предприятия химической промыш-

ленности, на котором используется, перераба-

тывается и хранится большое количество ава-

рийно химически опасных веществ (аммиак,

хлор), а само предприятие находится в зоне

критической экологической ситуации.

Повышенную значимость имеют по-

тенциальные экологические опасности,

связанные с работой предприятий, исполь-

зующих в технологии или хранящих боль-

шие объемы аварийно химически опасных

веществ (аммиак, хлор) и нефтепродуктов.

К таким предприятиям относятся крупные

железнодорожные узлы, нефтебазы, го-

родские очистные сооружения. Все указан-

ные предприятия расположены в районах

с критической экологической ситуацией,

и в результате аварий в зоне их воздействия

может сформироваться кратковременная

чрезвычайная экологическая ситуация.

Умеренная степень потенциальной

экологической опасности обусловлена

деятельностью средних и мелких хранилищ

ГСМ, а также потенциальными природными

экологическими опасностями. Возникнове-

ние чрезвычайной экологической ситуации

в зоне воздействия указанных источников

опасности маловероятно.

Следует особо отметить, что с помощью

разработанной методики проводится лишь

качественная оценка степени экологической

опасности. Однако эта методика позволяет

устанавливать источники и значимость эко-

логической опасности, учитывать существую-

щую экологическую ситуацию, особенности

распространения воздействия в окружающей

среде, специфику использования терри-

тории и выделять зоны с разной степенью

Таблица 2

Оценка степени потенциального воздействия на окружающую сре-ду опасных природных явлений и производственных объектов

Потенциально опасный объект К Р В К + Р + В

Природное явление

Землетрясения 1 3 3 7

Оползни 2 1 1 4

Селевые потоки 2 1 1 4

Ураганы, тайфуны, смерчи 2 2 1 5

Бури 2 2 1 5

Град 2 1 1 4

Наводнения 2 2 1 5

Подтопления 2 2 2 6

Производственный объект

Крупное предприятие химической промышленности 5 4 3 12

Городские очистные сооружения 4 3 1 8

Крупная база нефтепродуктов 5 1 1 7

Склад горюче-смазочных материалов (ГСМ) 3 1 1 5

АЗС 2 1 1 4

Магистральный нефтепровод 5 1 1 7

Магистральный газопровод 4 1 1 6

КС 3 1 2 5

ГРС 1 1 1 3

Таблица 3

Схема определения значимости потенциальной экологической опасности и предпринимаемые действия по ее снижению

Суммарный индекс значи-мости экологической опас-ности

Значимость потенциальной экологической опасности

Действия, предпринимаемые для снижения экологической опасности

22–24 Чрезвычайно высокая Требуется принятие немедленных действий

19–21 Высокая Необходимо выполнение мероприятий по снижению опасности

14–18 ПовышеннаяНеобходимо осуществлять контроль и рассмотреть возможность снижения опасности

9–13 Умеренная Наблюдение за динамикой

6–8 Незначительная Отсутствует необходимость предпри-нимать направленные действия


экологической опасности. Впоследствии

на основании результатов идентификации

экологической опасности должна произво-

диться количественная оценка источников

экологической опасности с расчетом эколо-

гического риска, площади распространения

опасности и других характеристик.

Экологическая безопасность обеспечи-

вается системой мер, направленных на сни-

жение негативного воздействия на окру-

жающую среду и повышение защищенности

человека, общества и окружающей среды

в процессе проектирования и строительства

производственных объектов, повседневной

производственной деятельности, преду-

преждения и ликвидации чрезвычайных

ситуаций природного и техногенного ха-

рактера. Несмотря на умеренную степень

потенциальной экологической опасности,

на газотранспортных объектах ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь» выполняются меро-

приятия по обеспечению промышленной

и экологической безопасности.

Для уменьшения риска возникновения

и развития аварийных ситуаций на линейной

части газопроводов, КС и ГРС регулярно

проводятся мероприятия, предусмотренные

целевыми программами ОАО «Газпром»,

планами-графиками ООО «Газпром трансгаз

Ставрополь».

К основным из таких мероприятий от-

носятся:

• производственный контроль соблюде-

ния требований промышленной безопас-

ности;

• своевременные осмотры трасс газопро-

водов и ревизия запорной арматуры;

• внутритрубная диагностика газопро-

водов;

• контроль коррозионных процессов и со-

стояния изоляционного покрытия трубопро-

водов, защита от коррозии;

• планово-профилактические и ремонт-

ные работы;

• капитальный ремонт газопроводов;

• электрометрические измерения;

• заливка метанола в газопровод для пред-

отвращения образования и разрушения

кристаллогидратных пробок;

• обследование и ремонт воздушных и под-

водных переходов;

• реконструкция и ремонт КС, ГРС;

• телемеханизация линейной части маги-

стральных газопроводов;

• непрерывный контроль давления на наи-

более ответственных участках газопроводов

(на крановых узлах) с помощью системы

телемеханики;

• постоянный контроль надлежащего

состояния охранной зоны газопроводов

и зоны минимально допустимых расстояний

до строений и прочих объектов;

• контроль состояния оползневых участков

газопроводов;

• профессиональная и противоаварийная

подготовка персонала в области промыш-

ленной безопасности;

• контроль знаний и практических навыков

персонала в части правил промышленной

безопасности, правил эксплуатации ма-

гистральных газопроводов, должностных

инструкций.

Для обеспечения экологической без-

опасности и снижения воздействия на окру-

жающую среду газотранспортных объектов

в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

разработана и внедрена система экологи-

ческого менеджмента, соответствующая

требованиям международных стандартов

серии ISO 14000, а также выполняются сле-

дующие основные мероприятия:

• разработка и реализация экологической

политики Общества;

• выполнение требований природоохранного

законодательства по охране атмосферного

воздуха, водных объектов, почвенного и расти-

тельного покрова, обращению с отходами;

• идентификация экологических аспектов,

анализ антропогенного воздействия на окру-

жающую среду и состояния окружающей

среды в зоне воздействия;

• определение экологических целей и за-

дач, разработка и реализация мероприятий

по их достижению;

• разработка и реализация мероприятий

по энергосбережению и повышению энер-

гоэффективности;

Источник потенциальной экологической опасности

ИВ = К + Р + ВИндексы значимости

ИЗЭОЗначимость экологической опасностиК

1К

2К

3

Крупное предприятие химической промышленности 12 3 3 1 19 Высокая

Городские очистные сооружения 8 3 3 2 16 Повышенная

Крупная база нефтепродуктов 7 3 2 2 14 Повышенная

Магистральный нефтепровод 7 3 2 1 13 Умеренная

Магистральный газопровод 6 3 2 1 12 Умеренная

КС 5 3 2 1 11 Умеренная

Склад ГСМ 5 3 2 1 11 Умеренная

Землетрясения 7 2 1 1 11 Умеренная

Подтопления 6 3 1 1 11 Умеренная

АЗС 4 3 2 1 10 Умеренная

Ураганы, тайфуны, смерчи 5 3 1 1 10 Умеренная

Наводнения 5 3 1 1 10 Умеренная

ГРС 3 3 2 1 9 Умеренная

Бури 5 2 1 1 9 Умеренная

Оползни 4 3 1 1 9 Умеренная

Селевые потоки 4 3 1 1 9 Умеренная

Таблица 4

Обобщенный перечень значимых потенциальных экологических опасностей в Ставропольском крае

19

• распределение ответственности и полно-

мочий среди руководителей и специалистов

производственных подразделений в области

охраны окружающей среды;

• управление производственными про-

цессами с учетом экологических фак-

торов;

• производственный экологический кон-

троль и аудит за соблюдением требова-

ний природоохранного законодательства

и международных стандартов в области

экологического менеджмента;

• производственный экологический мо-

ниторинг за воздействием газотранс-

портных объектов на окружающую среду

и состоянием окружающей среды в зоне

воздействия;

• информационное взаимодействие с за-

интересованными сторонами;

• экологическая подготовка руководителей

и специалистов;

• анализ природоохранной деятельности

и разработка мероприятий по ее улуч-

шению.

На основании сказанного можно сделать

следующие выводы.

Ставропольский край находится в зоне

с высокой вероятностью возникновения

опасных природных явлений. На значитель-

ной территории края развиты процессы

образования оползней, селей, обвалов,

осыпей, подтопление и затопление на-

селенных пунктов, сильные снегопады

и гололед. К техногенным источникам

опасности относятся производственные

объекты, использующие в технологических

процессах большое количество аварий-

но и химически опасных веществ (хлор,

аммиак), взрывопожароопасных веществ

(склады ГСМ и др.). Высокая и повышенная

потенциальная экологическая опасность

существует в районах, где расположены

крупные предприятия химической промыш-

ленности, нефтебазы, городские очистные

сооружения и где уже сложилась критиче-

ская экологическая ситуация. При авариях

на этих предприятиях в зоне их воздействия

может сформироваться кратковременная

чрезвычайная экологическая ситуация.

Газотранспортные объекты характеризу-

ются умеренной степенью потенциальной

экологической опасности. Возникновение

чрезвычайной экологической ситуации

в результате хозяйственной деятельности

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» или

аварии на газотранспортных объектах ма-

ловероятно. Экологическая безопасность

газотранспортных объектов ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь» обеспечивается вы-

полнением мероприятий, направленных

на соблюдение требований промышленной

безопасности, природоохранного законода-

тельства РФ и международных стандартов

ISO 14000.

Список литературы

1. Башкин В. Н. Управление экологическим риском. –

М. : Научный мир, 2005. – 368 с.

2. Владимиров В. А., Измалков В. И. Катастрофы и эко-

логия. – М. : Научный мир, 2000. – С. 160.

3. Владимиров В. А., Измалков В. И., Измалков А. В. Оцен-

ка риска и управление техногенной безопасностью. –

М. : Деловой экспресс, 2002. – 184 с.

4. Серов Г. П., Серов С. Г. Техногенная и экологическая

безопасность в практике деятельности предприятий.

Теория и практика. – М. : Ось-89, 2007. – 512 с.

5. Хованский А. Д., Митропольский А. Ю., Марчен-

ко А. В. Комплексная оценка состояния природной

среды : Учеб. пособие. – Ростов-на- Дону : Рост. гос.

ун-т путей сообщения, 1998. – 45 с.

От имени коллектива ООО «Газпром трансгаз Санкт-

Петербург» и от себя лично по-здравляю вас с 55-летием со дня образования ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»!

Мне особенно приятно по-здравить с юбилеем одно из ста-рейших предприятий Газпрома, с которым нас связывают общие страницы истории и трудовых будней. Благодаря освоению Северо-Ставропольского ме-сторождения стала возможной подача первого природного газа

в Ленинград в 1959 г. Со строительства знаменитой магистрали Став-рополь – Москва начиналась большая газификация страны.

Самоотверженным трудом нескольких поколений газовиков в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» создан мощный производствен-но-хозяйственный комплекс, один из крупнейших в Единой системе газоснабжения России. В ведении компании – многие тысячи кило-

метров магистральных газопроводов, оснащенные по последнему слову техники компрессорные и газораспределительные станции, среди которых и самая мощная ГРС в Европе. Сегодня компания яв-ляется лидером в России по выполнению программы использования компримированного (сжатого) газа в качестве моторного топлива.

Главное богатство вашего предприятия – это люди, квалифицирован-ные кадры рабочих, инженеров, специалистов, дружный и сплоченный коллектив. Все это наряду с умелым руководством и организацией труда позволяет вам эффективно и качественно выполнять важную экономическую задачу – транспортировку и поставку газа потреби-телям южных регионов России и зарубежья.

От всей души желаю коллективу ООО «Газпром трансгаз Ставро-поль» успешного выполнения всех планов и проектов, нацеленных на дальнейшее развитие газовой отрасли и экономики России. Пусть доброе здоровье, счастье и благополучие на жизненном пути сопут-ствуют вам и вашим близким людям!

С юбилеем!

Генеральный директорООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»

Г. А. Фокин

Уважаемый Алексей Васильевич!Уважаемые коллеги, друзья!


УДК 069:622.279

Музейные коллекции ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» как источник по истории газового делаС. В. Бирюков, Л. В. Романенко (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»)

Горючий газ на Ставрополье открыли

еще в феврале 1910 г. Однако только

в середине 30-х гг. прошлого века в крае

началось планомерное исследование кладо-

вых недр. Учеными прогнозировалась большая

газоносность Ставропольской возвышенности

в районе Сенгилеевского озера. Исследова-

ния прервала Великая Отечественная война.

После освобождения Ставропольского края

от немецко-фашистской оккупации они воз-

обновились. В феврале 1946 г. из недр под

давлением 4,5 МПа был получен газ [1].

В 1951 г. заложили 13 роторных скважин.

Все они оказались газоносными с необы-

чайно высоким рабочим дебитом. В 1954 г.

был введен в эксплуатацию газопровод Ры-

здвяный – Ставрополь. А 31 октября 1956 г.

с созданием Ставропольского газопромыс-

лового управления началась промышленная

эксплуатация газовых месторождений [2].

В декабре 1956 г., раньше назначенного

срока, был сдан в эксплуатацию первый

дальний магистральный газопровод Ставро-

поль – Москва. Протяженность его составила

1255 км. Здесь впервые устанавливались

на компрессорных станциях отечественные

газоперекачивающие агрегаты. Оснащение

строительства газопровода Ставрополь –

Москва отечественными машинами и обо-

рудованием заложило основы для создания

всех видов трубопроводостроительной тех-

ники. Впоследствии она использовалась при

строительстве других газовых магистралей

и способствовала дальнейшему активно-

му развитию газовой отрасли. Открытие

и эксплуатация ставропольских газовых

месторождений стало импульсом к развитию

газовой отрасли нашей страны.

«Строительство магистрали Ставрополь –

Москва характерно прежде всего тем, что

впервые в отечественной практике осваива-

лось сооружение трубопровода диаметром

720 мм. Строители детально разработали

и осуществили скоростной метод соору-

жения газопровода одновременно на всем

его протяжении» [3]. С 50-х гг. XX в. стала

В настоящее время собрания музеев научно-технического и естественнонауч-

ного профиля имеют большое значение для истории науки и техники, поскольку

являются тематически объединенными комплексами источников различных

типов. Их история отражает не только развитие техники и технологии как тако-

вой, но и происходящие в обществе социальные, экономические, научно-обра-

зовательные и политические процессы. История развития газового дела на юге

России в значительном объеме представлена в музейных подразделениях

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

Ремонтные работы в Ставропольском ГПУ

21

От всей души поздравляю Вас и весь коллектив

ООО «Газпром трансгаз Став-рополь» со знаменательной датой – 55-летием трудовых свершений, вошедших золо-той страницей в историче-скую летопись отечественной газовой отрасли.

Все эти годы коллектив предприятия достойно идет сложным и многотрудным путем, воспитывая в своих рядах все новые поколения замечательных тружеников.

Это его усилия стали частицей основного богатства Газ-прома – научно-технического потенциала, производственного опыта, инженерной школы, трудовых традиций и корпоратив-ного единства.

Это его самоотверженным трудом создан мощный произ-водственно-социальный комплекс, магистральные газопро-

воды которого пронизали огромную территорию от Кавказа до Москвы.

Это ему доверена эксплуатация самой мощной в Европе ГРС и строительство самого высокогорного в мире газопровода.

Можно по праву гордиться богатейшим производственным опытом, незаурядными организаторскими способностями руко-водителей, специалистов, трудовыми достижениями всех кол-лективов одного из старейших предприятий ОАО «Газпром», что определяет высокие темпы поступательного развития «Газпром трансгаз Ставрополь», обеспечивает эффективную работу и на-дежность газотранспортной системы и позволяет вам, уважаемые коллеги, с уверенностью смотреть в завтрашний день.

В этом и есть историческая значимость вашей знамена-тельной даты, то изначальное, что достойно всенародного признания, уважения и памяти.

Дальнейших всем вам успехов на новом этапе жизни и деятельности, крепкого здоровья, личного благополучия и счастья!

C искренним уважением, генеральный директорООО «Газпром трансгаз Саратов»

Л. Н. Чернощеков

формироваться Единая газотранспортная

система.

С первого дальнего магистрального

газопровода Ставрополь – Москва и на-

чалась история ООО «Газпром трансгаз

Ставрополь». 55-летний период его развития

позволил обобщить в обширный музейный

комплекс свидетельства основных периодов

становления предприятия для сохранения

уникальных памятников науки и техники.

В Музее истории старейшего подраз-

деления ООО «Газпром трансгаз Став-

рополь» – Ставропольского линейного

производственного управления магист-

ральных газопроводов (ЛПУМГ) оформлена

экспозиция пос. Рыздвяного, основанного

в 1896 г. как полустанок на линии Ростово-

Владикавказской железной дороги. Сего-

дня это современный поселок городского

типа. Открытие залежей горючего газа,

развитие газовой промышленности пре-

вратило его в «столицу» газовиков Став-

ропольского края. В музее управления

хранятся подлинные материалы 50–70-х гг.

прошлого века по его истории, по созданию

и эксплуатации крупнейшего в то время

в Европе Северо-Ставропольского под-

земного хранилища газа, состоявшего

из двух самостоятельных пластов-храни-

лищ – зеленой свиты и хадумского гори-

зонта. Хранилище предназначалось для

регулирования неравномерности газопо-

требления регионов Северного Кавказа,

прилегающих районов центральной части

России и республик Закавказья.

Большую часть музейного фонда состав-

ляют материалы, непосредственно посвя-

щенные людям, которые принимали участие

в открытии первых газовых месторождений

в крае, ветеранам производства. В Музее

истории Изобильненского ЛПУМГ значитель-

ное число наглядных свидетельств отражает

начальные этапы предприятия – создание

первого участка Дирекции строящихся газо-

проводов (1954 г.), строительство головных

сооружений линейного производственного

управления магистральных газопроводов

(1956 г.), строительство первой нитки газо-

провода Ставрополь – Москва, организацию

районного управления на базе Изобиль-

ненского отделения Дирекции строящихся

газопроводов, строительство Основного

Уважаемый Алексей Васильевич!

Краны-трубоукладчики на строительстве газо-провода


турбокомпрессорного цеха – по сути, пер-

вой компрессорной станции.

Подлинные снимки объектов, тексты

приказов, образцы технической докумен-

тации, личные вещи и производственная

одежда газовиков Ставрополья, фрагмен-

ты оборудования первой компрессорной

станции КС-1, инструменты 50–60-х гг.

прошлого века – уникальные объекты для

изучения истории газовой промышленно-

сти региона.

В музее Невинномысского ЛПУМГ собра-

ны материалы, также отражающие знаковые

события и масштаб всего предприятия.

Это экспонаты по истории пуска первого

агрегата теплоэнергоцентрали Невинно-

мысского азотно-тукового завода, связан-

ные с 50-километровым трубопроводом

Невинномысск – Черкесск и Эркен-Шахар-

ским сахарным заводом, по строительству

газопровода Майкоп – Невинномысск,

введению в эксплуатацию газопровода

Моздок – Невинномысск и другим важным

этапам формирования Невинномысского

газотранспортного узла.

В составе музейного комплекса Невинно-

мысского ЛПУМГ представлен газоперекачи-

вающий агрегат ДР-12 – основной элемент

введенной в 1964 г. в эксплуатацию Невинно-

мысской КС общей мощностью 10,5 тыс. КВт

с семью агрегатами с газомоторным приво-

дом (ГМК), из них три ТЛА-10 – французской

фирмы «Дюжар-ден». В то время это были

мощные, высокопроизводительные, эконо-

мичные агрегаты, впервые смонтированные

в российской газовой отрасли.

Газопровод Ставрополь – Москва, вклю-

чавший огромный комплекс инженерных

сооружений, прошел через западную часть

с. Привольного. В 1958 г. на трассе газопро-

вода развернулось строительство первой

компрессорной станции. Этой станции

был присвоен номер 1а. 1 апреля 1960 г.

строящаяся компрессорная станция КС-1а

в соответствии с Приказом Главгаза СССР

от 10 марта 1960 г. была передана на баланс

нового эксплуатационного подразделения –

Привольненского райуправления (ныне

Привольненское ЛПУМГ ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь»).

Ввод в строй Привольненской компрес-

сорной станции обеспечивал увеличение

отбора газа со ставропольского промысла

примерно на 5 млрд м3/год. Станция от-

носилась к числу самых важных пусковых

объектов Главгаза СССР того времени.

Этот и другие важные этапы формирова-

ния и развития объектов газовой отрасли

представлены в экспозиции музея Приволь-

ненского ЛПУМГ.

Новейшая история развития газового дела

в России в целом, и в частности в южных об-

ластях, также широко отражена в музейных

коллекциях ООО «Газпром трансгаз Ставро-

поль», и особенно в Информационно-музей-

ном центре. Здесь представлен макет первой

дожимной компрессорной станции – ДКС-1

Ставропольского ЛПУМГ, введенной в эксплуа-

тацию в 1995 г. и модернизированной в 2006 г.,

мощностью 120 млн м3/сут газа, материалы

и срез трубы транснациональной магистрали

Россия – Турция «Голубой поток», которая

начинается на территории Ставропольско-

го края. Одним из самых важных событий

в истории ООО «Газпром трансгаз Ставро-

поль» и всей России стало строительство

самого высокогорного газопровода в мире

с. Дзуарикау – г. Цхинвал. В ноябре 2006 г. был

сварен первый его стык, а 26 августа 2009 г.

газопровод был введен в эксплуатацию. Бла-

годаря усилиям многих людей, работавших

в тяжелейших условиях высокогорья, Южная

Осетия получила газ. В музейной экспозиции

есть ценнейший материал, характеризующий

особенности строительства и эксплуатации

этого уникального объекта.

В Информационно-музейном центре

представлена коллекция минералов, кото-

рыми богаты ставропольские недра, а также

Фрагмент экспозиции Музея Победы в Великой Отечественной войне Ставропольского ЛПУМГ

Фрагмент экспозиции Музея истории Изобильненского ЛПУМГ Фрагмент экспозиции Информационно-музейного центра

23

От имени коллектива ООО «Газпром трансгаз Уфа»

искренне поздравляю вас с памятной датой – 55-ле-тием со дня образования вашего предприятия!

По страницам летописи славных дел и достижений газовиков Ставрополья мож-но изучать историю газовой отрасли в целом. Открытие в 40–50-е гг. прошлого века Северо-Ставропольского месторождения заложило основы развития газотранс-

портной системы России. «Голубые магистрали» со ставрополь-ским газом протянулись в Москву, Ленинград, крупнейшие про-мышленные центры страны, а также на Кавказ и в Закавказье.

Со временем профиль предприятия изменился. На смену добыче пришла другая задача – надежный и бесперебойный транспорт газа, с которой коллектив ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» справляется, как и всегда, на отлично. Здесь бе-рет начало «Голубой поток», по которому газ экспортируется в Турцию, а сотни газораспределительных станций ежедневно обеспечивают потребителей юга России бесценным топливом из недр Земли.

За прошедшие годы изменились страна, люди и технологии. Но неизменными остаются традиции ставропольских газови-

ков – делать свою работу качественно и всегда помнить о тех, чьи дома вы согреваете теплом своих сердец.

Приятно отметить, что роль ООО «Газпром трансгаз Став-рополь» в повышении уровня жизни в регионе никогда не огра-ничивалась только рамками производства. Весом ваш вклад в осуществление социальных и благотворительных проектов.

В эти праздничные дни слова глубокого уважения я адресую прежде всего ветеранам предприятия, тем, кто с первых дней трудился на этом поприще и построил крепкий фундамент для будущих успехов.

Сегодня развитие Общества обеспечивает ваш сильный и работоспособный коллектив. Кадры, прошедшие много-летнюю производственную школу, в сочетании с молодыми перспективными специалистами являются залогом высоких результатов, уважения и доверия к очень нужному, но такому тяжелому и ответственному труду.

Уфимские газовики присоединяются к многочисленным по-здравлениям в адрес юбиляра и желают ему новых достижений в деле укрепления газотранспортной системы страны. И пусть в дружном коллективе ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» всегда будут движение вперед, взаимовыручка, стабильность и процветание!

С уважением и наилучшими пожеланиями,генеральный директор

ООО «Газпром трансгаз Уфа»С. Т. Пашин

Уважаемые коллеги!

месторождения Забайкалья, Урала, Южной

Америки, Африки. Например, жеода горного

хрусталя, барит, полихромный кварц, оникс,

жеода аметиста, полихромные руды, сеп-

тарин, друза мориона, «Роза Сахары», ама-

зонит, друза мориона по альбиту, марказит

и др. Также большую ценность представляет

коллекция минералов, собранных на трассе

газопровода Дзуарикау – Цхинвал.

В Музее Победы в Великой Отечест-

венной войне 1941–1945 гг. ООО «Газпром

трансгаз Ставрополь», посвященном газо-

викам, защищавшим Родину от немецких

оккупантов, трудившихся в тылу, большое

внимание обращено на разделы о битве под

Москвой, обороне Ленинграда, Сталинграда,

битве за Кавказ, Курском сражении и взятии

Берлина. В числе музейных экспонатов –

подлинные образцы легендарного оружия,

коллекция наград, в которой практически

полностью отражена история наградной си-

стемы в довоенные и послевоенные годы.


помимо стационарных музеев практикует

и выставочную деятельность, направленную

на более глубокое изучение истории регио-

на, в частности в дореволюционный период,

когда делались первые шаги по изучению

газовых месторождений края, шел процесс

его экономического освоения. Временные

экспозиции периодически функционируют

во Дворце культуры и спорта газовиков

в пос. Рыздвяном.

Таким образом, для работников Общества,

гостей предприятия, студентов и школьни-

ков, всех интересующихся историей газово-

го дела создана и успешно функционирует

обширная исследовательская и демонстра-

ционная база. Сохранение свидетельств

новейшей истории газового дела послужит

хорошей основой для создания обширных

коллекций для изучения развития газовой

промышленности на юге России.


1. «Кавказтрансгаз»: этапы, события, люди. У истока

газовых рек. – Ставрополь: Ставропольское книжное

издательство, 2006. – 175 с..

2. Бажанов С. А. Поселок Рыздвяный – южная сто-

лица газовиков. – Ростов-на-Дону: Изд.-во «Снег»,

2008. – 160 с.

3. Апостолов А. А., Седых А. Д., Рунов В. А. Ставро-

поль – Москва: Московское управление магистральных

газопроводов. – М.: Информационно-издательское

агенство «Ист-факт» , 2005. – 335 с.


Корр. – Какие технологические решения для

нефтегазовой отрасли находятся в орбите внимания

Кластера энергоэффективных технологий фонда

«Сколково»? Что уже внедряется и может быть

внедрено в производство в ближайшее время?

Е.Д. – Одним из главных направлений развития нефтегазовой

отрасли, которое мы поддерживаем, являются технологии

переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) на удаленных

месторождениях. Уже получили статус участника «Сколково»

и поддержку кластера пять компаний, работающих над реше-

нием этой технологической задачи. Одна из работ – «Создание

энергохимического комплекса переработки попутного неф-

тяного газа в синтетические жидкие углеводороды в местах

нефтедобычи» – нацелена на создание базового опытного

комплекса, проведение его испытаний в лабораторном,

пилотном и опытно-промышленном масштабах, организацию

опытного и, после отработки технологии, промышленного

производства энергохимических комплексов. Реализация

технологии поможет нефтяным компаниям:

• снизить обязательства по платежам за загрязнение воздуха

от сжигания ПНГ и выбросы канцерогенов;

• увеличить запасы месторождения за счет переклассифи-

кации факельного газа в запасы (нефть);

• увеличить доход компании за счет рентабельной пере-

работки газа.

Достаточно интересен проект создания малых энерготехно-

логических комплексов, предназначенных для переработки

природного газа любого давления, попутных нефтяных газов,

шахтного метана, газового конденсата в метанол, высокоок-

тановый бензин, бензол-толуол-ксилол и другие продукты

непосредственно в местах добычи. Преимущества данной

технологии заключаются в следующем. При производстве

синтез-газа из углеводородных газов процесс парциального

окисления происходит в цилиндрах модифицированного

дизельного двигателя без применения катализаторов. При этом

в одном агрегате совмещены компрессор, камера сгорания,

реактор синтез-газа, охладитель и генератор электроэнергии.

Применение забалластированного азотом синтез-газа позво-

ляет создать изотермический процесс в реакторах и получить

технический метанол высокой чистоты без рециркуляции

и ректификации. Это дает возможность модульного исполнения

установки в минимальных габаритах, снижения металлоемкости

и удельных капитальных затрат, а также обеспечивает соб-

ственные энергетические потребности. Технология не требует

создания новой машиностроительной базы.

Вторым направлением, которое мы поддерживаем, является

повышение глубины переработки нефти и газа. Это разработка

инновационных катализаторов, новых реакторов, совмещенных

процессов, которые позволяют снизить температуру и давле-

ние протекания химических реакций, что делает химическое

и нефтехимическое производство значительно более энер-

гоэффективным. Одна из предложенных вниманию кластера

Россия может и должна обеспечить развитие отечественных нефтегазовых технологийО современных научно-технических разработках в области ресурсосбережения рассказывает исполнительный директор Кластера энергоэффективных технологий фонда «Сколково» Екатерина Владимировна Дьяченко.

Е.В. Дьяченко

Комплексная установка переработки природных, попутных углеводородных газов в синтетические жидкие углеводороды

25

работ – технология облагораживания тяжелого

нефтяного сырья – решает две крупные пробле-

мы: облагораживание тяжелых нефтей и природ-

ных битумов в промысловых условиях в целях

доведения их до транспортируемого состояния

и переработка тяжелых нефтяных остатков, обра-

зующихся на НПЗ. Технология является резуль-

татом интересного инжинирингового решения,

не требует применения катализаторов и водо-

рода, что сокращает выход газов разложения

и коксовых отложений. Намного увеличивается

глубина переработки сырой нефти на НПЗ.

Также мы поддерживаем разработки химических

технологий производства высокотехнологичных

современных материалов из углеводородного

сырья, которые было бы целесообразно выпу-

скать в России. Иностранные компании – вла-

дельцы новых технологий часто не продают

лицензии и оборудование, пока не будет раз-

работано новое поколение этих технологий,

поэтому российские компании вынуждены либо

разрабатывать технологии самостоятельно, либо

ждать, пока они устареют и их продадут.

Третье направление – это повышение коэффи-

циента нефтеотдачи пласта. При добыче нефти

энергетические затраты не так высоки, как при

переработке, но добыча происходит в огромных

масштабах, и любой процент повышения коэф-

фициента нефтеотдачи существенно влияет

на экономику компании и на эффективность про-

цесса в целом. Также мы поддерживаем новые

технологии бурения, создаем Центр компетенций

по инновационным технологиям для нефтедо-

бычи в партнерстве с голландским Техническим

университетом Дельфта и Имперским колледжем

Лондона. Обсуждается программа создания

отечественной технологии добычи, транспор-

тировки и хранения газогидратов в партнерстве

с крупными добывающими компаниями.

Четвертое направление, пользующееся под-

держкой «Сколково», – это энергоэффективность

транспортировки углеводородов. И Газпром,

и Транснефть признают, что при транспортировке

энергоресурсов имеются огромные потери нефти

и газа на собственные нужды – до 7 %, в том

числе потери на насосном и компрессорном

оборудовании. Вдоль трубопроводов идут систе-

мы катодной защиты, которые требуют питания.

Если бы мы могли заменить его автономными

дешевыми источниками тока, не нужно было бы

тянуть линии электропередачи и содержать избы-

точное сетевое хозяйство. Возможно, решением

могли бы стать пьезоисточники тока.

В целом же задача «Сколково» – стать платфор-

мой для компаний, занимающихся разработкой

новых технологий, обеспечить их для этого

лучшими учеными и лучшими ресурсами.

Корр. – Насколько отлажена система прохо-

ждения экспертиз при внедрении новых энер-

госберегающих технологий с точки зрения

существующих нормативов?

Е.Д. – Я думаю, что это не вопрос нормативов,

а вопрос достаточно консервативной трактовки

этих нормативов. Мы много раз на заседаниях

рабочей группы по энергоэффективности при

Комиссии по модернизации и технологическому

развитию экономики России обсуждали вопрос

о том, что нормативные акты мешают инновациям.

Когда же Президент РФ Д.А. Медведев спро-

сил, что конкретно мешает, никто не смог четко

назвать эти законы. Законодательство и техни-

ческое регулирование в Российской Федерации

за последнее время стало значительно более

либеральным, большая часть стандартов имеет

не обязательный, а рекомендательный характер.

Однако сотрудники, которые руководствуются

этим законодательством, трактуют его невер-

но, достаточно часто продолжают работать,

не обращая внимания на те изменения, которые

происходят в стране. В значительной степе-

ни это объясняется нежеланием брать на себя

ответственность, нежеланием на месте бороться

за внедрение новых технологий. Мотивируется же

подобное поведение, как правило, сковывающим

действием нормативов.

Дело в том, что модернизация заключается

не только во внедрении инновационных техноло-

гий, но и в изменении производственной культуры

сотрудников и отношения к этим технологиям. BP,

например, тратит на НИОКР 600 млн долл. в год,

распределяя их по 30–35 центрам исследований

в мире. Акционеры хотят видеть от таких вложений

экономический эффект, и менеджеры на местах

понимают, что сама процедура обкатки новых

технологий должна быть понятной, прозрачной

и простой, чтобы как можно быстрее увидеть,

работает технология или нет, и прекратить или

увеличить финансирование. Сотрудники, занимаю-

щиеся данной работой, делают ее с интересом,

добиваясь результатов и сравнивая их с исход-

ной ситуацией и друг с другом. Так выбирается

лучшая технология, тем самым обеспечивая

конкурентное преимущество своей компании

на рынке. Мне кажется, что очень важен вопрос

организации работы с НИОКР. В российских ком-

паниях часто подобный интерес к тестированию

новинок, к их внедрению отсутствует – в первую

очередь из-за того, что не решен вопрос мотива-

ции сотрудников. Люди на местах очень сильно

оторваны от стратегических задач топ-менджмен-

та и не понимают, не видят, зачем им нужно брать

на себя дополнительную нагрузку по тестированию

новинок. Чтобы переменить ситуацию, необходи-

ма большая организационная работа, и она уже

идет. Не зря крупные государственные компании

в России создают инновационные департаменты

для планирования, реализации и мониторинга

инновационного процесса.

Е. Г. Остроумова (ООО «Газоил пресс»)Переработка природного, попутного нефтяного газа в ароматические углеводороды

Опытный энергохимический комплекс утилизации ПНГ

Прежде всего центральную роль на станциях магистральных

трубопроводов играет регулирующая и измерительная

техника. Группа РМГ при помощи своих ведущих технологий

в значительной степени участвует в создании всемирной

газовой инфраструктуры. От комплектных станций

регулирования давления и измерения расхода газа,

индивидуальных систем автоматизации и до заправочных станций природного газа

«под ключ» – у нас есть для Вас подходящее решение.

27

Вниманию читателей

Лауреаты конкурсаПодведены итоги конкурса на лучшие публикации о передовых разработках в области технической диагностики объектов транспорта

и хранения газа России и Украины.На конкурс было представлено около 40 работ авторских коллективов. Заседание конкурсной комиссии проводилось 12–13 июля 2011 г. в г. Кие-

ве. Комиссия в соответствии с Положением о конкурсе определила российских и украинских лауреатов конкурса в следующих номинациях.

Диагностирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов

I премия• С. А. Охримчук, Р. М. Бабельский (НПЦ «Техдиагаз»). Анализ возможных причин возникновения трещин на двухшовных трубах ма-гистрального газопровода Уренгой – Помары – Ужгород.• П. М. Созонов, С. Н. Куимов, А. Н. Распутин (ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»). Способ обработки результатов внутритрубной дефектоскопии в геоинформационных системах.

II премия• А. М. Волошин (ОАО «Газпром»), В. В. Салюков (ООО «Газпром центрремонт»), Д. В. Коршунов (ЗАО «Юггазсервис»). Совершенство-вание диагностики трубопроводной арматуры.• О. М. Карпаш, И. В. Рыбицкий, А. В. Яворский, М. О. Карпаш (Ивано-Франковский университет нефти и газа), Р. Ю. Банахевич (УМГ «Львовтрансгаз»). Разработка системы оценки уровня жидкости в полостях действующих газопроводов.

III премия• Е. Б. Иванык (ДК «Укртрансгаз»), Н. В. Ничипоренко (УМГ «Прикарпаттрансгаз»). Опыт диагностирования магистральных газопрово-дов ДК «Укртрансгаз» с помощью внутритрубных инспекционных поршней.• И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, Д. И. Ремизов, Д. К. Мигунов, Р. Р. Шафиков, П. С. Емельянов (ОАО «Оргэнергогаз»). Анализ эффективности диагностических и ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов.

Диагностирование оборудования компрессорных станций

I премия• В. И. Избаш (ДК «Укртрансгаз»), В. Д. Жиленко, С. Г. Родин, А. Г. Хритин (НПЦ «Техдиагаз»). Усовершенствование методов расчета теплотехнических показателей ГТД на основе комплексных обследований.• В. Н. Сивоконь, Н. Н. Тишечкин, М. В. Бабенов (ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»), С. Н. Шаршавин (ООО «Турбоконтроль»), М. А. Лобанов (ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»). Опыт эксплуатации системы диагностики компрессорного оборудования.

II премия• А. Г. Вертепов (ЗАО «ДИГАЗ»). Параметрическое диагностирование узлов проточной части ГТУ.• Н.И. Навальнев (НПЦ «Техдиагаз»), В.Е. Ковтун (Харьковский национальный университет им. В.Н. Каразина). Использование метода рентге-но-флюоресцентного анализа при трибодиагностике газоперекачивающих агрегатов.

III премия• А. В. Гейна, С. А. Гратий (УМГ «Черкассытрансгаз»). Диагностика системы уплотнения «масло – газ» без заполнения контура цент-робежного нагнетателя технологическим газом.• О. Е. Аксютин, В. В. Седов (ОАО «Газпром»), С. Ю. Сальников, В. А. Щуровский, В. В. Зюзьков (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). Перспектив-ные технико-технологические решения для реконструкции компрессорных станций многониточных газотранспортных систем.

Диагностирование оборудования подземных хранилищ газа

I премия• З.А. Бернык, Я. Р. Корчак (НПЦ «Техдиагаз»), А. А. Кычма, В. И. Билобородченко (Национальный университет «Львовская политехника»). Определение напряженного состояния трубопроводов объектов ПХГ и линейной части магнитным и расчетным методами.• В. И. Шамшин (ОАО «Газпром»), С. В. Власов, С. А. Егурцов, С. Б. Свинцицкий (ООО «Газпромэнергодиагностика»). Современный подход к технической диагностике целостности скважин подземных хранилищ газа.

II премия• В. Н. Даниленко (ЗАО НПФ «Гитас»). Технология контроля технического состояния действующих скважин ПХГ.• Д. В. Коломеев, В. А. Василенко, А. А. Спашиба (НПЦ «Техдиагаз»). Устройство для сбора масел после ГМК, которые используются для закачки газа в подземные хранилища.

III премия• Г. С. Голод, Д.В. Гришин (ООО «Газпром ПХГ»). Комплексный подход к оценке целостности оборудования ПХГ.• Д. В. Кондратьев (НПЦ «Техдиагаз»). Использование лопаточного КПД в процессе диагностирования турбин ГТУ, эксплуатируемых на ПХГ.

Награждение лауреатов конкурса планируется провести в рамках XIX Международной деловой встречи ОАО «Газпром» «Диагности-ка-2011».

Редакция журнала «Газовая промышленность» поздравляет лауреатов конкурса, желает им творческих успехов.


УДК 622.279

Флагману газовой промышленности Ямала – 40 летС. Н. Меньшиков (ООО «Газпром добыча Надым»)

ДОРОГОЙ ПЕРВЫХ

Среди газодобывающих предприятий

Газпрома ООО «Газпром добыча Надым»

находится в числе лидеров. За 40 лет трудо-

вой деятельности коллективом надымских

газовиков добыто почти 2,5 трлн м3 газа.

Говоря о значении нашего предприятия,

нельзя не обратиться к истории его создания

и развития. История становления газовой

отрасли страны на Крайнем Севере непо-

средственно связана с возникновением и дея-

тельностью производственного объединения

«Надымгазпром», открытием, обустройством

и разработкой газового месторождения Мед-

вежье. Отсчет своей трудовой биографии ООО

«Газпром добыча Надым» ведет с 1 декабря

1971 г., когда было создано Надымское газо-

промысловое управление.

После открытия в 60-е гг. прошлого

века газовых месторождений-гигантов:

Медвежьего, Уренгойского, Заполярно-

го, Ямбургского – руководством страны

было принято решение о создании новой

энергетической базы. Выполнять этот ам-

бициозный и масштабный проект пришлось

в условиях вечной мерзлоты, на приполяр-

ных территориях и за Северным Полярным

кругом.

За 40 лет в Ямало-Ненецком автономном

округе построены индустриальные города

и огромные производственно-технические

комплексы, проложены тысячи километров

трубопроводов и дорог. Первым производ-

ственным объединением среди предприятий

газовой промышленности на Ямале стал имен-

но Надымгазпром, а первым индустриальным

городом в краю оленеводов и рыбаков – На-

дым, который затем превратился в опорную

базу для освоения других месторождений.

В 1973 г. Надымгазпром стал инициа-

тором пионерного выхода на Уренгойское

месторождение, снарядив в поход машин-

но-тракторный десант. Для решения этой

задачи не пожалели ни новой техники,

ни лучших из своих людей – профессио-

налов с Медвежьего. И сегодня «Газпром

добыча Уренгой» является поистине про-

изводственным гигантом.

Потом был десант на Ямбург, также спла-

нированный и осуществленный нашими

специалистами. По зимнику, в страшные мо-

розы, надымгазпромовцы вновь совершили,

казалось бы, невозможное – пришли на не-

обустроенное место, дали жизнь еще одному

огромному газовому месторождению.

Когда речь идет об истории ООО «Газ-

пром добыча Надым», о судьбе города,

нельзя не сказать о его первом генераль-

ном директоре Владиславе Владимировиче

Стрижове – вдохновителе и организаторе

всех самых ярких производственных побед,

человеке с большой буквы, именем которого

назван бульвар в Надыме.

«Газпром добыча Надым» вырастил целую

плеяду высококлассных профессионалов

своего дела, став тем самым кузницей кад-

ров для развивавшейся бурными темпами

газовой отрасли страны. Это Юрий Иванович

Топчев, Сергей Тимофеевич Пашин, Николай

Николаевич Межевич, Виктор Александрович

Туголуков, Александр Васильевич Рогачев,

Иван Иванович Садовский, Геннадий Кле-

В этом году исполнится 40 лет со дня основания ООО «Газпром добыча Надым» –

одной из крупнейших дочерних компаний ОАО «Газпром», работающей на террито-

рии Ямало-Ненецкого автономного округа. Производственные мощности нашего

предприятия занимают огромную по протяженности территорию – от таежных

лесов на юге округа до берега Карского моря на севере п-ова Ямал. Основные

направления деятельности компании: добыча газа, геолого-разведочные работы

и выполнение функций заказчика на объектах инвестиционного и собственного

строительства. В 2010 г. коллектив успешно справился с главной задачей, вы-

полнив план по добыче газа на 100,9 %. Добыто свыше 55 млрд м3 газа.

С.Н. Меньшиков, генеральный директор ООО «Газпром добыча Надым»

29

ментьевич Морозов, Алексей Алексеевич

Сапельников, Владимир Григорьевич Синь-

говский, Сергей Сергеевич Фесенко, Виктор

Васильевич Беляев и многие другие. На на-

шем предприятии начинали свою трудовую

биографию такие выдающиеся руководители

производства, «генералы» газовой промыш-

ленности, как Валерий Владимирович Реми-

зов, Александр Георгиевич Ананенков, Рим

Султанович Сулейманов, Иван Спиридонович

Никоненко, Михаил Иосифович Галькович,

Леонид Семенович Чугунов.

СЕГОДНЯШНИЙ ДЕНЬ

В настоящее время ООО «Газпром до-

быча Надым» продолжает эксплуатацию

месторождений Надым-Пур-Тазовского

региона. Для поддержания здесь добычи

на максимально высоком уровне реализуют-

ся проекты реконструкции и модернизации

действующих промыслов.

Кроме того, в конце 2011 г. ожидается

запуск в эксплуатацию установки ком-

плексной подготовки газа и газового кон-

денсата на Ныдинской площади Медвежь-

его месторождения проектной мощностью

2,3 млрд м3/год. Утвержденные начальные

геологические запасы газа и конденсата

в залежах нижнемелового возраста по Ны-

динской площади составляют 68,6 млрд м3

и 1,3 млн т соответственно.

В 2012 г. запланировано строительство

на Южно-Юбилейной площади Юбилейного

газового промысла четырех эксплуатацион-

ных скважин с субгоризонтальным оконча-

нием ствола и УКПГ производительностью

1,75 млрд м3, которые будут введены в строй

в конце 2013 г. А начиная с 2016 г. в шести

скважинах действующего фонда Южно-

Юбилейной площади в случае их обводне-

ния намечено провести зарезку боковых

стволов. На Ямсовейском месторождении

предполагается пробурить восемь новых

эксплуатационных скважин, благодаря чему

уровень добычи газа на нем поднимется

до 23,5 млрд м3 в год. При этом и на Юби-

лейном, и на Ямсовейском в 2013 г. мы пла-

нируем расширение газосборной сети.

Параллельно с этим в регионе наращи-

ваются объемы геолого-разведочных работ.

В 2010 г. геологоразведка велась на Мед-

вежьем и Юбилейном месторождениях,

а также на Южно-Падинской, Западно-Юби-

лейной и Някхобской площадях. Было прой-

дено свыше 10 тыс. м горных пород. К 2015 г.

за счет геологоразведки мы рассчитываем

прирастить запасы газа примерно на 95 млн

т у. т., конденсата – на 0,3 млн т.

КУРС НА ЯМАЛ

Перспективы ООО «Газпром добыча На-

дым» прежде всего связаны с освоением

ресурсов п-ова Ямал.

В январе 2002 г. правление ОАО «Газ-

пром» определило п-ов Ямал регионом

стратегических интересов компании. Про-

мышленное освоение месторождений Ямала

позволит довести добычу газа на полуостро-

ве до 250 млрд м3/год. Выход на Ямал имеет

принципиальное значение для обеспечения

роста добычи газа.

На Ямале открыто 11 газовых и 15 неф-

тегазоконденсатных месторождений. Сум-

марные запасы крупнейших месторождений

Ямала – Бованенковского и Харасавэйско-

го, лицензии на разработку которых при-

надлежат ООО «Газпром добыча Надым»,

составляют 5,9 трлн м3 газа, 100,2 млн т

конденсата и 227 млн т нефти.

Первоочередным объектом освоения

на Ямале являются сеноман-аптские за-

лежи Бованенковского месторождения.

Проектный объем добычи газа на Бованен-

ковском месторождении определен в 115

млрд м3/год. В долгосрочной перспективе

объем добычи газа должен увеличиться до

140 млрд м3/год. Для вывода добытого газа

в Единую систему газоснабжения России

необходимо построить газотранспортную

систему общей протяженностью 2451 км,

включая новый газотранспортный кори-

дор Бованенково – Ухта протяженностью

около 1100 км.

С III квартала 2012 г. мы должны выйти

здесь на уровень промышленной добычи

не менее 15 млрд м3/год газа. Для этого

нам потребуется ввести в общей слож-

ности 143 эксплуатационные скважины.

Отмечу также, что уже с I квартала 2013 г.

этот уровень планируется повысить до

46,3 млрд м3. При этом будет ежегодно

добываться до 25,8 тыс. т газоконденсата.

Всего в ходе обустройства сеноман-апт-

ских залежей Бованенковского месторо-

ждения будет построено 775 эксплуата-

ционных скважин, а также три УКПГ и 12

ДКС. На максимальную мощность про-

мыслы предполагается вывести в 2017 г.,

после чего ежегодное производство газа

достигнет здесь 115 млрд м3, газового

конденсата – 97,7 тыс. т.

В 2016 г. мы рассчитываем ввести в экс-

плуатацию сеноман-аптские, а в 2019 г. –

неоком-юрские залежи Харасавэйского

месторождения. Его запасы по категории

С1

+ С2 оцениваются в 2 трлн м3 газа и

127,6 млн т конденсата. Для сравнения –

на Бованенковском месторождении эти

показатели составляют 3,48 трлн м3 и

8,6 млн т соответственно.

На 2020 г. мы планируем ввод в экс-

плуатацию Крузенштернского место-

рождения, на котором открыто семь

газовых и четыре газоконденсатные за-

лежи, суммарные запасы которых по ка-

тегории С1 оцениваются в 965 млрд м3

газа и более 21 млн т конденсата, по С2 –

в 710 млрд м3 и примерно 59 млн т соот-

ветственно. Кроме того, за нами закреп-

лено освоение на Ямале Ниливойского

и Сеяхинского перспективных участков

недр, лицензии на право пользования

которыми также принадлежат нашей ма-

теринской компании. Сегодня здесь про-

водится комплекс геолого-геофизических

работ, оператором по которым выступает

ООО «Газпром нефть шельф».

СОЦИАЛЬНАЯ ПОЛИТИКА

Решение социальных вопросов – это

самый эффективный и надежный путь

к повышению производительности труда,

наращиванию производственного потен-

циала современного предприятия. Ведь

от того, насколько будет защищен человек

в социальном плане, напрямую зависит

и степень его заинтересованности в конеч-

ном результате работы.

ООО «Газпром добыча Надым» основы-

вает свою деятельность по решению со-


циальных вопросов на нескольких базовых

принципах. Это прежде всего признание

ценности человеческой личности. Очень

важно в современных условиях достойно

платить людям за хорошо сделанную ра-

боту, поэтому оплата труда и поощрение

положительного конечного результата –

одна из основных составляющих нашей

социальной политики.

Права работников ООО «Газпром добыча

Надым» надежно защищены Коллективным

договором, который позволяет газовикам

участвовать в различных программах, дей-

ствующих на предприятии: по обеспече-

нию жильем, профилактике заболеваний,

восстановлению здоровья, организации

отдыха.

И конечно, важнейшими задачами со-

циальной политики ООО «Газпром добыча

Надым» являются обеспечение работников

благоустроенным жильем и создание бла-

гоприятных социально-бытовых условий

в рабочих поселках, в местах непосред-

ственной добычи газа.

БЛАГОТВОРИТЕЛЬНОСТЬ

Предприятие «Газпром добыча Надым»

не только является одним из крупнейших на-

логоплательщиков региона, но и оказывает

по мере возможности финансовую помощь

муниципальным образованиям, различным

общественным организациям, представи-

телям коренного населения.

Ежегодно заключаются соглашения

с Пуровским, Ямальским и Надымским рай-

онами, на территории которых Общество

осуществляет производственную деятель-

ность. Суммы – значительны. Большая часть

средств расходуется на выполнение соци-

альных программ. Этим наше предприятие

вносит значительный вклад в социально-

экономическое развитие региона.

ООО «Газпром добыча Надым» неизменно

четко выполняет обязательства по своевре-

менному погашению налоговых платежей

в бюджеты различных уровней.

«Газпром добыча Надым» полностью

берет на себя обязательства по компен-

сационным выплатам в бюджет Ямало-Не-

нецкого автономного округа и возмещению

комплексного ущерба природным ресурсам

при разработке месторождений.

Кроме того, финансовая и благотвори-

тельная помощь оказывается и различным

государственным структурам, обществен-

ным организациям, религиозным объеди-

нениям. Ежегодно помощь получают УВД

города Надыма, национальные поселки,

военный комиссариат, Совет ветеранов,

учреждения народного образования, На-

дымский центр детского творчества, другие

бюджетные учреждения города и района.

Традиционно Общество принимает активное

участие в организации и финансировании

соревнований оленеводов в г. Надыме,

а к новогодним праздникам закупает по-

дарки для детей школы-интерната из пос.

Ныда, кочующего населения, работников

организаций города и района.

Традиционно надымские газовики ока-

зывают активную поддержку религиоз-

ным организациям Надыма и Надымского

района.

ЭКОЛОГИЯ

Наше Общество является первым газодо-

бывающим предприятием, где еще в 1995 г.

была создана специализированная структура,

которая непрерывно контролирует экологи-

ческую обстановку в районах расположения

производственных объектов. Основная цель

этой работы – контроль уровней воздействия

объектов газовой промышленности на окру-

жающую среду, создание единого банка эко-

логических данных, внедрение передовых

геоинформационных технологий в природо-

охранную деятельность предприятия, а также

научно-исследовательская деятельность в об-

ласти взаимодействия природных экосистем

и объектов газовой промышленности.

Организация контроля экологической об-

становки в районах расположения производ-

ственных объектов предприятия «Газпром

добыча Надым», управление экологической

ситуацией на территориях, подверженных

антропогенному воздействию при строи-

тельстве и эксплуатации объектов газовой

промышленности, – вот основные ориентиры

нашего предприятия в сфере реализации

экологической политики.

Бованенковское месторождение – плацдарм для освоения п-ова Ямал

31

Сегодня ООО «Газпром добыча Надым»

обеспечивает добычу и подготовку

к транспорту газа из сеноманских

залежей Медвежьего, Юбилейного и Ям-

совейского месторождений. Наиболее

проблемным в плане эксплуатации является

Медвежье НГКМ, где основным объектом

разработки служит сеноманская газовая

залежь. Расположенный под ней водонос-

ный горизонт имеет значительную толщину

и обусловливает упруговодонапорный режим

разработки, что предполагает вторжение

воды в газовую залежь в процессе эксплуа-

тации. Месторождение введено в разработку

в 1972 г., и на сегодняшний день отобрано

около 80 % запасов. Наряду со снижением

пластовой энергии приходится сталкиваться

с решением сложнейших задач, связанных

с обводнением скважин, разрушением пла-

ста-коллектора, выносом пластовой воды

и механических примесей (песка), а также

с моральным и физическим износом про-

мыслового оборудования. Дополнительные

сложности вносит отсутствие систем теле-

метрии на скважинах для контроля расхода,

давления и температуры газа.

Абразивный износ наземного оборудо-

вания механическими примесями, посту-

пающими из скважин, – одна из наиболее

острых проблем при их эксплуатации –

является следствием разрушения ске-

лета пласта. Число таких скважин с 1987

по 2010 г. выросло примерно в 3 раза.

По состоянию на 1 января 2011 г. дебит 44 %

скважин действующего фонда ограничен

по причине выноса механических приме-

сей. По приблизительным оценкам, потери

добычи газа за счет ограничения дебита

данных скважин могут составлять около

10 %. Поэтому необходимо более широко

привлекать отечественную науку к исследо-

ванию процессов разрушения призабойной

зоны пласта в условиях аномально низких

давлений газа в продуктивном пласте,

последующего выноса продуктов разру-

шения (песка) с забоя на устье скважины

и вследствие этого абразивного износа

оборудования.

В условиях падающей добычи газа значи-

тельная часть действующего фонда скважин

работает нестабильно, в режиме самопро-

извольных остановок из-за накопления

жидкостных пробок на забое вследствие

недостаточных скоростей газа для выноса

жидкости на поверхность. На рис. 1 приведе-

на динамика фонда «самозадавливающихся»

скважин, работающих с периодическими

продувками. Число таких скважин ежегодно

увеличивается, и в 2010 г. их доля состави-

ла 34 %. На «самозадавливание» скважин

влияют следующие факторы:

• ограничение дебита по геолого-тех-

нологическим причинам – вынос песка

и превышение максимально допустимой

депрессии на пласт (54 % «самозадавли-

вающихся» скважин);

• недостаточная скорость движения пла-

стовых флюидов по лифтовым колоннам

из-за низких продуктивных характеристик

скважин (37 %);

• ограничение дебита из-за постоянного

притока подошвенной воды (9 %).

Для поддержания фонда скважин в ра-

ботоспособном состоянии и обеспечения

плановой добычи газа проводится их ка-

питальный ремонт. На завершающем эта-

пе разработки основными видами работ

являются изоляция притока подошвенной

воды и укрепление призабойной зоны пла-

ста (ПЗП). В 2010 г. было отремонтировано

17 скважин, из них на 13 проводились во-

доизоляция и укрепление ПЗП.

Также для поддержания действующего

фонда скважин на месторождении актив-

но испытываются и успешно внедряются

УДК 681.518

Системы интегрированного моделирования для повышения эффективности управления разработкой месторожденийИ. С. Морозов, А. Н. Харитонов, М. Н. Киселев,

М. А. Скоробогач (ООО «Газпром добыча Надым»)

В статье приводятся результаты анализа осложнений при эксплуатации место-

рождений, находящихся на завершающей стадии разработки, и обоснованы

способы их устранения. Показан положительный опыт применения систем ин-

тегрированного моделирования процесса добычи газа для совершенствования

управления разработкой залежей углеводородов и повышения эффективности

реконструкции газопромысловых объектов.

Рис. 1. Динамика фонда «самозадавливающихся» скважин


технологии эксплуатации низкодебитных

скважин (рис. 2) [1]:

• оснащение скважин концентрической

лифтовой колонной;

• использование плунжерного лифта;

• закачка сухого газа в затрубное про-

странство (для скважин, не оборудованных

пакерами).

Кроме того, проект разработки Медвежь-

его НГКМ предусматривает бурение боковых

стволов в низкодебитных скважинах и в сква-

жинах с глубокой кольматацией продуктивного

пласта после капитального ремонта, замену

лифтовых колонн большого диаметра трубами

с меньшим проходным сечением для увели-

чения скорости потока газа и исключения

условий накопления жидкости на забое.

На завершающем этапе разработки Мед-

вежьего месторождения серьезным факто-

ром, ограничивающим отбор газа, является

также скопление жидкости в промысловых

шлейфах вследствие низких скоростей га-

зового потока. Это приводит к дополнитель-

ным потерям давления, а следовательно,

и добычи газа. Для удаления жидкости при-

ходится продувать шлейфы, что обусловли-

вает потери газа. В настоящее время более

100 участков газосборной сети (ГСС) про-

дувают с различной периодичностью. Для

решения проблемы в рамках реконструкции

газовых промыслов предусмотрена замена

части шлейфов трубами с меньшим диамет-

ром для повышения скорости газа. Также

предложена и уже внедрена на ряде участков

ГСС технология очистки шлейфов газосбор-

ных сетей от жидкости с помощью пороло-

новых поршней и специальных трехходовых

кранов, которые смонтированы на концевых

участках очищаемого трубопровода.

В целях поддержания надежной работы

дожимных компрессорных станций (ДКС),

действующих установок осушки газа,

вспомогательных инженерных объектов

на установках комплексной подготовки газа

(УКПГ), а также для снижения себестои-

мости газа выполняется большой объем

работ по их реконструкции и техническому

перевооружению:

• вывод из эксплуатации УКПГ и перерас-

пределение газа на оставшиеся;

• реконструкция систем регенерации ад-

сорбента;

• повышение массообменной эффектив-

ности абсорберов;

• реконструкция систем сепарации газа,

включающая модернизацию существующего

оборудования и установку дополнительных

пробкоуловителей;

• модернизация ДКС, в том числе установка

полнонапорных трех- и четырехступенчатых

сменных проточных частей со степенью

повышения давления около 2;

• изменение технологической схемы УКПГ,

обеспечивающей двухступенчатую осушку

газа;

• снижение температуры газа в установках

осушки за счет реконструкции аппаратов

воздушного охлаждения.

Все перечисленные мероприятия на-

правлены на обеспечение стабильной

и надежной работы газового промысла

и позволяют решать проблемы, с которыми

приходится сталкиваться на завершаю-

щем этапе разработки месторождения.

Но все же возникает вопрос: насколько

эффективно? Известно, что газодобываю-

щее предприятие (ГДП) является сложной

слабоструктуризованной системой [2],

функционирование которой невозможно

достоверно описать простой количествен-

ной моделью. В этом случае решения при

управлении разработкой месторождений

должны приниматься высококвалифици-

рованными специалистами – экспертами.

Эксперт при поиске оптимального сцена-

рия разработки должен проанализировать

всю систему целиком, включая несколь-

ко подсистем, которые сами являются

сложными, при этом сильно влияют друг

на друга, а процессы, протекающие в них,

имеют различную природу. Для решения

данной задачи необходимо создать ав-

томатизированную систему управления

разработкой месторождения (АСУРМ),

рассматривающую ГДП как единое целое

и позволяющую проводить комплексный

анализ всех элементов цепочки «пласт –

скважины – ГСС – ДКС – УКПГ» [3]. Цель соз-

дания АСУРМ – обеспечение максимальной

эффективности и безопасности разработки

месторождения при условии рационально-

го использования недр. Основные задачи

системы: оптимизация технологических

режимов работы скважин и технологиче-

ского оборудования, снижение эксплуата-

ционных расходов, достижение высокого

коэффициента извлечения углеводородов,

обеспечение надежного и безаварийного

функционирования объектов месторожде-

ния, минимизация экологического ущерба

окружающей среде.Рис. 2. Непрерывный цикл управления разработкой месторождения

33

АСУРМ должна обеспечивать эффектив-

ность принимаемых решений по воздействию

на процесс добычи углеводородов, причем

не только в настоящее время, но и в буду-

щем для всего ГДП в целом. Без прогноза

деятельности ГДП все решения будут только

реакцией на текущее состояние. Однако вы-

полнить такой прогноз без создания модели

ГДП практически невозможно. Поэтому было

предложено объединить существующие мо-

дели отдельных элементов системы «пласт –

скважины – ГСС – ДКС – УКПГ» в единую

интегрированную геолого-технологическую

модель. В настоящее время на рынке уже

появились программные комплексы, кото-

рые позволяют реализовать такой подход.

Например, программа AVOCET IAM компании

«Шлюмберже» позволяет создать интегри-

рованную модель ГДП путем объединения

действующих моделей пласта, созданную

в программе ECLIPSE («Шлюмберже»),

скважин и ГСС, созданную в программе

PIPESIM («Шлюмберже»), а также модели

ДКС и УКПГ, созданные в программе HYSYS

(«Эспен Текнолоджи»). Также есть возмож-

ность подключения экономической модели,

реализованной в программе MERAK PEEP

(«Шлюмберже»). Необходимо отметить, что

все данные программные продукты имеются

в распоряжении специалистов ООО «Газпром

добыча Надым».

Таким образом, АСУРМ необходимо соз-

давать на базе интегрированной постоянно

действующей геолого-технологической мо-

дели (ПДГТМ), в которой процесс расчета

должен охватывать всю систему, состоящую

из природной (собственно залежь) и тех-

нологической подсистем (скважины, внут-

рипромысловые трубопроводы, установки

по подготовке продукции, межпромысловые

трубопроводы и т. д.).

АСУРМ позволит реализовать непрерывный

цикл управления разработкой месторождения,

представленный на рис. 2 и включающий два

уровня регулирования. Нижний обеспечи-

вает в режиме реального времени контроль

и регулирование режимов работы скважин,

шлейфов и технологического оборудования

в заданном диапазоне, а также аварийную

остановку в экстренных ситуациях. Данный

уровень управления реализуется с помощью

автоматизированной системы управления

технологическими процессами (АСУТП).

Верхний уровень управления реализует-

ся с помощью АСУРМ, которая базируется

на интегрированной ПДГТМ и обеспечивает

комплексный анализ и прогноз (краткосроч-

ный, среднесрочный, долгосрочный) основ-

ных технологических показателей разработ-

ки месторождения, расчет и оптимизацию

технологических режимов работы скважин,

шлейфов и технологического оборудования.

Оптимальные режимы работы оборудования

передаются на нижний уровень управления.

Состав АСУРМ представлен на рис. 3

и включает банк данных по разработке

месторождения, интегрированную модель

разработки месторождения и информаци-

онно-аналитическую систему.

Интегрированная ПДГГМ месторождения

представляет собой совокупность математи-

ческих моделей и средств моделирования.

Интегрированная ПДГТМ обеспечивает

моделирование процессов разработки

месторождений с учетом неразрывности

элементов системы «пласт – скважины –

ГСС – ДКС – УКПГ», а также интеграцию тех-

нологических и экономических процессов.

Банк данных по разработке месторожде-

ния – это автоматизированная информаци-

онно-поисковая система централизованного

хранения и коллективного использования

данных по геолого-геофизической, про-

мысловой и технологической информации,

состоящая из баз данных и систем хранения,

обработки и поиска информации по ним.

Информационно-аналитическая систе-

ма (ИАС) обеспечивает сбор, обработку,

отображение и распространение геолого-

технологических данных, характеризующих

объекты разработки месторождения. ИАС

должна использоваться для обеспечения

доступности всей необходимой геологи-

ческой и технологической информации

в целях комплексного изучения геолого-

промысловых, геофизических, инженер-

но-геокриологических и других данных

при анализе технологических показателей

работы газовых промыслов. ИАС включает

систему анализа результатов моделирова-

ния, генератор текстовых и графических

отчетов, систему комплексного анализа

разработки, геоинформационную систему,

центр пространственной визуализации.

Для апробации системы интегриро-

ванного моделирования в ООО «Газпром

добыча Надым» выполнен пилотный проект

по созданию интегрированной геолого-тех-

нологической модели сеноманской залежи

Ямсовейского месторождения с использова-

нием программного обеспечения компании

«Шлюмберже» [4]. Весь процесс объеди-

нения системы «пласт – скважины – ГСС –

Рис. 3. Автоматизированная система управления разработкой


ДКС – УКПГ» реализован в программном

комплексе AVOCET IAM (рис. 4).

В рамках проекта выполнена адаптация

моделей пласта и газосборной сети, созда-

на и адаптирована модель подготовки газа,

проведена локальная адаптация в точках

интеграции моделей, а именно на забоях

скважин и точке входа в газовый промысел.

Сложность адаптации интегрированной

модели заключалась в том, что месторо-

ждение работает в режиме постоянного

регулирования дебитов газа по технологи-

ческим ниткам и отсутствуют узлы замера

параметров работы скважин. Среднее откло-

нение расчетных данных в прогнозе на три

месяца от фактических данных по пластовому

давлению составило 0,06 МПа, по усть-

евым давлениям – 0,03 МПа, по расходу

газа по скважинам – 10 %, что позволяет

использовать интегрированную модель для

практических расчетов прогнозных показа-

телей разработки месторождения.

В целом по результатам работ можно

сделать вывод, что интегрированная мо-

дель позволяет определить распределе-

ние пластового давления и продвижение

подошвенной воды в газовую залежь, рас-

считывать параметры движения газа в при-

забойных зонах, газожидкостные потоки

в фонтанных трубах добывающих скважин,

системе сбора и промысловой подготовки

газа, процессы осушки и компримиро-

вания газа. Таким образом, полученные

результаты подтверждают эффективность

использования интегрированных моделей

в системе управления газовым промыслом,

и в первую очередь для расчета его техно-

логического режима.

Наиболее широко системы интегрирован-

ного моделирования в ООО «Газпром добыча

Надым» применяются для управления работой

скважин. Построены модели систем добычи

и сбора газа, включающие скважины и ГСС,

для всех разрабатываемых месторождений

[5]. Внедрена система назначения и контроля

технологического режима скважин, которая

включает адаптацию моделей, расчет и затем

контроль технологических режимов скважин.

Главная задача при этом – обеспечить эффек-

тивную и безопасную работу скважин.

Также интегрированные геолого-техноло-

гические модели месторождений могут эф-

фективно использоваться при выполнении

различных работ на газовом промысле, в том

числе оперативном регулировании режимов

работы газовых промыслов, планировании

геолого-технических мероприятий, исследо-

вании скважин и т. д. Например, при выборе

той или иной технологии эксплуатации низ-

кодебитных скважин необходимо не только

исходить из характеристик конкретной

скважины в данный момент времени, но

и рассмотреть эффективность технологии

на интегрированной модели, подключив

скважину к ГСС, а также выполнить прогноз

на несколько лет вперед и только после

этого принимать решение.

Применение моделей, объединяющих

скважины и ГСС, также позволяет опреде-

лить оптимальные диаметры промысловых

шлейфов. Пример такого расчета, выпол-

ненного с использованием программного

комплекса PIPESIM для одного из шлейфов

Медвежьего НГКМ с учетом подключенной

к нему скважины, представлен на рис. 5.

Оптимальный диаметр шлейфа выбира-

ется из следующих условий:

– скорость газа в шлейфе должна быть

выше минимально необходимого значения

для выноса жидкости;

– снижение расхода газа, поступающего

из скважины, вследствие уменьшения диамет-

ра шлейфа должно быть незначительным.

Этим условиям соответствует заштрихован-

ная область (см. рис. 5). Очевидно, что в пред-

ставленном случае оптимальным будет диаметр

шлейфа 168 мм (внутренний – 150 мм).

Другое важное направление использования

систем интегрированного моделирования –

планирование мероприятий при реконструкции

газовых промыслов. Так, расчеты показыва-

Рис. 4. Общий вид интегрированной модели в среде AVOCET IAM

Рис. 5. Определение оптимального диаметра промыслового шлейфа:1 – дебит; 2 – скорость; 3 – минимально необходимая скорость

35

ют, что внедрение современных технологий

эксплуатации обводняющихся скважин без

оптимизации работы ГСС нерационально, по-

скольку выносимая из ствола жидкость будет

скапливаться в шлейфах и ограничивать до-

бычу газа. Затем при увеличении отборов газа

пробки жидкости могут выноситься из шлей-

фов и создавать проблемы в установках подго-

товки газа, если на входе еще не установлены

эффективные пробкоуловители. Поэтому был

предложен алгоритм реконструкции промыс-

ловых объектов, который предусматривает

первоочередную реконструкцию ДКС и УКПГ,

затем ГСС и уже после этого – скважин.

Таким образом, впервые в российской га-

зовой отрасли была создана интегрированная

модель месторождения как единой цепочки

добычи, сбора и подготовки природного газа.

Положительный опыт данной работы будет

использован, в том числе, и при реализации

АСУРМ Бованенковского месторождения.

Применение интегрированных систем

моделирования обусловливает объединение

в один коллектив сотрудников с различ-

ной специализацией, позволяет оценить

взаимное влияние различных элементов

системы добычи, сбора и подготовки газа

к транспорту, выявить в ней потенциальные

«узкие места» и на основе многовариантных

расчетов разработать решения для устра-

нения проблем. Следовательно, создание

и использование интегрированных моделей

газовых месторождений дает понимание

цельной картины имеющихся ресурсов

и обеспечивает повышение эффективности

управления разработкой месторождения.

Список литературы1. Морозов И. С., Харитонов А. Н. Технологии эксплуатации низкодебитных скважин на завершающем этапе разработки месторождения Медвежье // Мат-лы заседания секции «До-быча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» НТС ОАО «Газпром» (г. Анапа, 26–30 сентября 2009 г.) – М. : ООО «Газпром экспо», 2009. – С. 39–54.2. Радкевич В. В. Системы управления объектами газовой промышленности. Издание 2-е, исправленное и дополненное. – М. : Серебряная нить, 2004. – 440 с.3. Аксютин О. Е., Березняков А. И., Харитонов А. Н. и др. Принци-пы построения системы управления разработкой месторождений c использованием современных информационных технологий // Газовая промышленность. – 2007. – № 11. – С. 23–28.4. Харитонов А. Н., Архипов Ю. А., Давлетов К. М. и др. Результаты внедрения интегрированной модели Ямсовейского нефтегазо-конденсатного месторождения (сеноман) // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных место-рождений: Науч.-техн. сборник. – 2010. – № 1. – С. 38–52.5. Облеков Г. И., Харитонов А. Н., Чупова И. М. и др. Особенности назначения и расчета технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье // Наука и техника в газовой промышленности – 2008. – № 4. – С. 68–75.

УДК 613.1:622.279

Система производственного экологического мониторинга как основа обеспеченияэкологической безопасности

Системный подход в организации производственного экологического мониторинга

(ПЭМ), проводимого в ООО «Газпром добыча Надым» на объектах хозяйственной

деятельности, позволяет эффективно осуществлять экологическую политику

предприятия. Действенность экологической политики становится возможной

благодаря постоянному контролю за источниками техногенного воздействия

на окружающую среду, регулярному изучению компонентов природной среды

и комплексной интегрированной оценке ее состояния, налаженным структур-

ным связям между подразделениями, задействованными в ее реализации.

Основные направления производ-

ственной деятельности ООО «Газ-

пром добыча Надым» – добыча

и подготовка к транспорту газа, геолого-

разведочные работы и осуществление

функций заказчика по инвестиционным

проектам. По объему добычи углеводо-

родного сырья Общество входит в число

крупнейших газодобывающих компаний

газовой отрасли. Предприятие играет

важнейшую роль в экономике не только

Северо-Уральского региона, но и всей

страны. Ежегодно ООО «Газпром добыча

Надым» добывает более 60 млрд м3 при-

родного газа. В ближайшей перспективе,

с вводом Бованенковского НГКМ, эта циф-

ра составит более 150 млрд м3. При этом

приоритетом в деятельности ООО «Газпром

добыча Надым» является охрана окружаю-

щей среды, в связи с чем на протяжении

многих лет Общество ведет целенаправ-

ленную работу по снижению негативного

воздействия на окружающую среду и по-

вышению экологической безопасности

на производственных объектах.

В целом для компаний Группы «Газпром»

экологическая безопасность является

приоритетной в хозяйственной деятельно-

сти. ОАО «Газпром» стало одной из первых

в России компаний, принявших политику

в области охраны окружающей среды

(1995 г.), которой определен основной

принцип ее деятельности – динамичный

экономический рост при максимально

рациональном использовании природных

ресурсов и сохранении благоприятной

окружающей среды для будущих поко-

лений. В 2008 г. Газпром ввел в действие

актуализированную редакцию Экологиче-

ской политики.

ООО «Газпром добыча Надым» также

уделяет пристальное внимание обеспе-

чению экологической безопасности своей

деятельности. Общество – одно из первых

И. С. Морозов, Г. К. Смолов, А. Б. Осокин,

Е. М. Пекедова (ООО «Газпром добыча Надым»)


предприятий газовой отрасли, в котором

в 1995 г., еще до разработки технико-эко-

номического обоснования системы произ-

водственного экологического мониторинга

объектов ОАО «Газпром», была создана

специализированная служба экологического

мониторинга. На сегодняшний день осново-

полагающим документом, декларирующим

обеспечение экологической безопасности

в процессе производственно-хозяйствен-

ной деятельности, является Экологическая

политика предприятия (первая редакция –

2000 г., последняя – 2009 г.). Реализуемая

экологическая политика ООО «Газпром

добыча Надым» в рамках единой природо-

охранной политики Газпрома направлена

на сохранение ранимой арктической приро-

ды, обеспечение безопасности работников

Общества и сохранение традиционного

уклада жизни и экономической деятель-

ности коренных малочисленных народов

Крайнего Севера.

Общество использует следующие основ-

ные механизмы обеспечения экологической

безопасности:

• внедрение и поддержание эффективной

системы экологического менеджмента;

• целевое планирование действий по сни-

жению экологических рисков и мероприятий

по реализации экологической политики;

• минимизацию воздействия на окружаю-

щую среду и рациональное использование

природных ресурсов;

• повышение энергоэффективности про-

изводства;

• осуществление производственного эко-

логического контроля (ПЭК) и производ-

ственного экологического мониторинга

источников воздействия на окружающую

среду и зон их влияния.

Эффективность системы управления

природоохранной деятельностью ООО «Газ-

пром добыча Надым» и его филиалов может

быть обеспечена лишь при наличии полной,

достоверной и своевременной информации

об источниках воздействия на окружающую

среду, о состоянии и тенденциях изменения

окружающей среды в зоне воздействия объ-

ектов и инфраструктуры. Сбор, обработка,

накопление и хранение подобной информа-

ции осуществляются в процессе производ-

ственного экологического мониторинга.

Понимание руководством предприятия

необходимости и значимости обладания

актуализированными данными о состоя-

нии природной среды привело к созданию

в 1995 г. лаборатории, а впоследствии –

службы экологического мониторинга в со-

ставе Инженерно-технического центра

(ИТЦ). С течением времени структура ПЭМ

постоянно совершенствовалась и к 2008 г.

охватывала все стадии жизненного цикла

разрабатываемых Обществом месторо-

ждений (рис. 1).

Разработку и внедрение системы ПЭМ

можно считать одним из значимых дости-

жений в природоохранной области дея-

тельности ООО «Газпром добыча Надым».

Стендовая экспозиция и презентация, осве-

щающие все аспекты проведения и результа-

ты многолетних данных производственного

экологического мониторинга природной

среды на территории хозяйственной дея-

тельности Общества, получили высокую

оценку на Ямальском газовом форуме, про-

ходившем в марте 2010 г. в г. Новый Уренгой.

По итогам Ямальского газового форума

среди 78 компаний – участников выставок

«Газ. Нефть. Новые технологии» и «Эколо-

гия. Охрана природы. Новые технологии»

ООО «Газпром добыча Надым» награждено

золотой медалью и дипломом в номина-

ции «Инновационные научные разработки

и технологии» за комплексный системный

подход к организации производственного

экологического мониторинга на всех этапах

жизненного цикла разработки месторожде-

ний углеводородного сырья.

В настоящее время в Обществе нахо-

дится в эксплуатации три месторождения:

Медвежье, Ямсовейское и Юбилейное,

в стадии обустройства – Бованенковское

и Харасавэйское на п-ове Ямал. Лицензии

на право пользования недрами имеются

на ряд лицензионных участков Надым-Пур-

Тазовского междуречья.

Экологическая безопасность на всех

стадиях жизненного цикла месторожде-

ний (получение лицензии на разработку,

оценка фонового состояния территории,

геолого-разведочные работы, проекти-

рование, строительство, эксплуатация и

в дальнейшем ликвидация) обеспечивает-

ся благодаря скоординированной работе

специалистов структурных подразделений

Рис. 1. Схема обеспечения преемственности системы экологического мониторинга на различ-ных стадиях жизненного цикла месторождений:ТЗ – технические задания; ТТ – технические требования

37

и администрации Общества. Проектно-

сметная и договорная документация (про-

екты ТЗ и ТТ, договоров, смет, программ

работ) на проведение производственного

экологического мониторинга подрядными

организациями на доэксплуатационных

этапах проходит согласование во всех от-

делах и службах Общества, отвечающих

за его выполнение.

Схемы взаимодействия в области ПЭМ

специалистов служб аппарата управления

и филиалов, контролирующих процесс

проведения мониторинга подрядными орга-

низациями на стадиях получения лицензии

(с дальнейшим проведением геолого-разве-

дочных работ), проектирования и строитель-

ства объектов представлены на рис. 2–4.

Алгоритм проведения ПЭМ на различных

стадиях жизненного цикла месторождений

выглядит следующим образом.

После получения лицензии на право

пользования недрами специализированной

организацией оценивается фоновое состоя-

ние территории. Детально исследуются со-

стояние всех компонентов природной среды

и экосистем, в том числе химический состав

атмосферного воздуха, поверхностных вод,

донных отложений, почвенного и снегового

покровов, структура и численность сооб-

ществ растительного и животного мира и др.

В период проведения геолого-разведочных

работ выполняется ПЭМ лицензионных

участков (ЛУ) с исследованием состояния

компонентов природной среды (почвы, по-

верхностные воды, донные отложения, снег)

и техногенных участков (включая шламовые

амбары) как в зоне разведочного бурения,

так и на фоновых территориях, в том числе

в точках на входе и выходе из ЛУ. На стадии

проектирования выполняются инженер-

но-экологические изыскания, программа

и перечень определяемых показателей

для которых корректируются исходя из уже

имеющихся данных мониторинга, выполнен-

ного на предшествующих этапах. Объекты

исследований для инженерных изысканий

и последующего ПЭМ в периоды строитель-

ства и эксплуатационного бурения – те же

(атмосферный воздух, почвы, поверхност-

ные воды, донные отложения, снег). До-

полнительно на территориях промышлен-

ного обустройства, по которым проходят

маршруты каслания оленей, добавляется

изучение химического состава растений,

являющихся кормом для оленей в разные

сезоны, а также химического состава воды

озер и рек, используемых коренным насе-

лением для питья и приготовления пищи,

что является залогом обеспечения эколо-

гической безопасности.

На стадии эксплуатации производствен-

ный экологический мониторинг проводится

специалистами Общества. Программы ПЭМ

с определением точек наблюдательной

сети, периодичности проведения, перечня

определяемых показателей в компонентах

природной среды составляются исходя

из имеющегося фактического материала

наблюдений, накопленного на предшест-

вующих стадиях освоения.

Состояние компонентов окружающей

природной среды контролируется более

чем в 300 точках режимной сети наблюде-

ний, расположенных как в зоне воздействия

газопромысловых объектов Общества

и их инфраструктуры, так и на фоновых

участках (свыше 200 точек на Медвежьем,

около 100 на Ямсовейском и Юбилейном

месторождениях). Режимные исследо-

вания химического состава компонентов

природной среды (атмосферный воздух,

поверхностные воды, донные отложения,

почвенный и снежный покров) проводятся

Рис. 2. Схема взаимодействия в области ПЭМ на стадии получения лицензии на право пользо-вания недрами: ОФС – оценка фонового состояния

Рис. 3. Схема взаимодействия в области ПЭМ на стадии проектирования: РД – рабочая документация


для оценки степени загрязнения ландшаф-

тов при длительной эксплуатации промыс-

лов. В депонирующих и миграционных

средах определяются наиболее опасные

загрязняющие вещества (тяжелые металлы,

нефтепродукты, азотные соединения). Сеть

наблюдений охватывает площадные объекты

(УКПГ, ДКС, полигоны твердых бытовых от-

ходов), районы скважин и фоновые участки

(в том числе вход и выход рек на границах

лицензионных участков).

Ежегодно объем проводимых исследо-

ваний составляет около 6000 элементо-

определений (каждая проба анализиру-

ется по 20–30 показателям в зависимости

от компонента отбора).

Наиболее полно изучено состояние

экосистем на территории Медвежьего ме-

сторождения, срок эксплуатации которого

составляет 39 лет. Информация, полученная

в ходе многолетних наблюдений на терри-

тории месторождения (с 1995 г.), позволяет

составить интегральную оценку степени

загрязнения компонентов ландшафтов

и выявить тенденции изменения состоя-

ния окружающей среды при длительной

эксплуатации месторождения. Полученные

результаты дают возможность вырабатывать

новые подходы к разработке экологической

стратегии освоения новых месторождений

Ямала, природная среда которых еще бо-

лее хрупка.

Медвежье НГКМ – одно из крупнейших

в России и старейшее из освоенных в Запад-

ной Сибири – является своего рода уникаль-

ным полигоном, на котором можно оценить

воздействие газодобывающих объектов

на природные комплексы криолитозоны при

столь длительной эксплуатации промыслов.

Месторождение открыто в 1967 г., в 1972 г.

начата промышленная разработка. УКПГ

вводились в эксплуатацию с 1972 по 1978 гг.,

ДКС – с 1977 по 1987 гг.

Наиболее детальные расширенные

исследования территории газовых про-

мыслов месторождения Медвежье про-

водились с 2002 по 2007 г. Ежегодно от-

биралось свыше 400 проб компонентов

природной среды (снега, почвы, природ-

ные поверхностные и пластовые воды) для

оценки степени загрязнения ландшафтов

в результате длительной эксплуатации

промыслов.

Одним из наиболее важных вопросов яв-

ляется определение влияния на экосистемы

территории хозяйственной деятельности

круглогодичного сжигания стоков. Техно-

логия утилизации сточных вод на газовых

промыслах месторождения Медвежье

предусматривает их круглогодичное терми-

ческое обезвреживание на горизонтальных

факельных устройствах (ГФУ). Значительный

объем производственных стоков, подавае-

мых на сжигание, составляет пластовая

вода, выносимая из скважин.

В прессе часто высказывается мнение,

что горение газовых факелов, сжигание

стоков на ГФУ оказывает сильное негатив-

ное воздействие на окружающую среду.

Результаты исследований, проведенных

в Обществе, не подтвердили такие пред-

положения.

Для выявления влияния круглогодично-

го сжигания стоков на ландшафты место-

рождения Медвежье в течение пяти лет

проводились исследования компонентов

природной среды (почвы, поверхностные

воды и снежный покров) как в импактной

зоне (вблизи ГФУ), так и вне ее. На каждом

из девяти газовых промыслов пробы снега

и почв отбирались по трем концентрическим

окружностям от ГФУ с радиусами 10–15 м,

50–70 м и 100–150 м в зависимости от гео-

морфологических условий, а также на фо-

Рис. 4. Схема взаимодействия в области ПЭМ на стадии строительства

39

новых участках. Для оценки техногенной

нагрузки на природные поверхностные воды

отбирались пробы вод рек, рек – приемников

сточных вод, озер, находящихся как вблизи

газовых промыслов, так и на достаточном

удалении. Ежеквартально отбирались пробы

пластовых вод, впоследствии попадающие

на сжигание на ГФУ.

Методика проведения исследований

позволила дать оценку степени загряз-

нения ландшафтов от основных источ-

ников (промвыбросы в атмосферу, сброс

сточных вод в реки, сжигание промстоков

и др.). Для оценки степени загрязнения

поверхностных вод использовались кри-

терии оценки эколого-геохимического

состояния поверхностных вод и индекс

загрязнения вод. Степень загрязнения

талых снеговых вод оценивалась сопо-

ставлением с предельно допустимыми

концентрациями (ПДК) вредных веществ

для водных объектов, имеющих рыбохо-

зяйственное значение. Уровень загряз-

нения почвенного покрова оценивался

путем сравнения значений определяе-

мых показателей в отобранных пробах

с ПДК и ориентировочно допустимыми

концентрациями (ОДК) химических со-

единений в почвах. Для оценки общего

уровня загрязнения почвенного покрова

рассчитывался суммарный показатель

загрязнения почв.

Исследования показали, что пласто-

вые воды отличались высокими значе-

ниями минерализации, концентрации

нефтепродуктов, железа, периодически

повышенными – ванадия, меди, марганца,

никеля, кобальта. Содержание большин-

ства тяжелых металлов в пластовой воде

находилось на уровне такового в природ-

ных водах. Содержание в почвах тяжелых

металлов и нефтепродуктов определялось

в основном типом почв и слабо зависе-

ло от близости к ГФУ. Торфяные почвы

на контрольных, удаленных от промыслов

участках в силу своей специфики аккуму-

ляции веществ зачастую содержали более

высокие концентрации ряда элементов

(не превышающие ОДК), чем суглинистые

вблизи ГФУ. Зависимость от близости

к ГФУ проявлялась только в содержании

отдельных элементов и нефтепродук-

тов в снежном покрове. Однако при за-

фиксированных повышенных значениях

нефтепродуктов в снеговых талых водах

их концентрация в летний период в реках

и озерах территории не превышала ПДК.

Поверхностные воды территории характе-

ризовались повышенными концентрациями

только железа и марганца, что обусловлено

биогеохимической спецификой региона

и типично для всех северных рек.

Таким образом, пятилетние исследо-

вания показали, что круглогодичное сжи-

гание стоков на протяжении десятилетий

(30–35 лет на момент проведения работ)

не приводит к загрязнению окружающей

среды. Существующий уровень техногенной

нагрузки не превышает гомеостатического

потенциала экосистем. Содержание по-

давляющего большинства определяемых

показателей поверхностных вод, почв,

донных отложений находилось ниже вели-

чин нормативов, установленных для данных

сред. Уровень загрязнения ландшафтов

зависит от множества факторов, опре-

деляющим из которых в нашем регионе

является глобальное выпадение осадков

из атмосферы с их значимым подкисляю-

щим эффектом.

По данным ПЭМ проводится комплексная

оценка воздействия на состояние окружаю-

щей среды не только в зоне влияния произ-

водственных объектов эксплуатируемых ме-

сторождений, но и на лицензионных участках

Общества. Ежегодный объем исследований

по состоянию природной среды лицензион-

ных участков, на которых ведутся геолого-

разведочные работы, составляет свыше

3000 анализов. Руководству Общества пре-

доставляется достоверная и своевременная

информация для принятия плановых и экс-

тренных управленческих решений в сфере

природоохранной деятельности.

Актуальным в настоящее время является

обеспечение экологической безопасно-

сти в период активного строительства

и проведения эксплуатационного бурения

на Бованенковском месторождении. Про-

изводственный экологический монито-

ринг, позволяющий получать объективную

информацию об имеющихся нагрузках

и состоянии экосистем территории, вы-

полняется ежегодно подрядными орга-

низациями по соответствующим програм-

мам. Объем исследований компонентов

природной среды территории (почвы,

поверхностные воды, донные отложения,

снег, растительность, атмосферный воздух)

охватывает более 830 проб с определением

13 500 показателей химического состава и

1900 показателей в области радиацион-

ного контроля.

Для отражения всей многообразной

и разноплановой информации по место-

рождению в целях эффективного контроля

за освоением и принятия управленческих

решений в ООО «Газпром добыча Надым»

разработана и внедрена геоинформа-

ционная система (ГИС) «Бованенково»,

которая, начиная с проведения инже-

нерных изысканий, позволила заложить

информационную основу для снижения

экологических рисков при освоении ме-

сторождения и обеспечения экологической

и промышленной безопасности объектов

газовых промыслов и инфраструктуры уже

на этапе проведения проектно-изыска-

тельских работ.

Внедрение в полном объеме на объектах

Ямальского газового комплекса (Бованен-

ковское и Харасавэйское месторождения)

стратегии управления природоохранной

деятельностью, включая использование

ГИС-систем, позволит предприятию эффек-

тивно управлять разработкой месторожде-

ния с учетом экологической безопасности

и уже на этапе строительства минимизи-

ровать экологические риски и контроли-

ровать работу многочисленных подрядных

строительных организаций в части приро-

доохранной деятельности.

Таким образом, информация о ре-

зультатах экологического мониторинга

позволяет руководству предприятия

и его структурных подразделений свое-

временно реагировать на отклонения

характеристик источников техногенного

воздействия на окружающую среду и со-

стояния компонентов среды от проектных

и нормативных показателей и принимать

необходимые управленческие решения,

корректирующие ситуацию.


УДК 622.279.5;622.279.7

Моделирование графика ремонтных работ на газовых скважинахС. Н. Меньшиков (ООО «Газпром добыча Надым»), Б. Л. Лавровский (Институт экономики и ор-

ганизации промышленного производства СО РАН), В. В. Елгин (ООО «Газпром добыча Надым»),

Е. А. Шильцин (Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН)

Среди многих технико-экономических

аспектов проведения ремонтных

работ важное место принадлежит

разработке графика капитального ремонта

скважин (КРС). Речь идет о рациональной

очередности выполнения КРС, при которой

выполняются финансовые и технологические

ограничения и одновременно достигаются

оптимальные показатели эффективности

ремонтных работ.

Предложенная модель определения

оптимального графика ремонтных работ на

газовых скважинах ООО «Газпром добыча

Надым» позволяет улучшить существую-

щие методики выбора скважин для КРС

[3]. Проведенные сравнительные расче-

ты подтверждают высокие аналитические

и прикладные свойства этой модели.

РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ

Корректная и обоснованная постанов-

ка задачи оптимизации ремонтных работ

предполагает в качестве обязательного

условия наличие вариантности, области

выбора при осуществлении КРС. Речь идет

о возможности маневра ресурсами ремонта

во времени и пространстве. Ставится задача

описать множество последовательностей

(цепочек) ремонтных работ на скважинах

за определенный период времени, удовле-

творяющих технологическим требованиям,

а также экономическим ограничениям. Оп-

тимальное решение включает:

• время начала, окончания ремонтных ра-

бот по каждой скважине и, соответственно,

продолжительность работы отремонтиро-

ванных скважин;

• потребность в ресурсах для ремонтных

работ, не выходящую за пределы имеющихся

возможностей.

Всякая иная стратегия ремонтов может

лишь ухудшить обобщающие показатели

эффективности КРС на месторождении или

предприятии в целом.

Расчеты строятся при следующих пред-

положениях:

• последовательность ремонтов среди

скважин, включенных в план КРС, может

быть любой в пределах одного года;

• финансовые ресурсы для ремонтных ра-

бот определенным образом распределены

в течение года, например, по месяцам. При

этом исключается возможность сдвига, пе-

рераспределения этих ресурсов к началу го-

да (нельзя занимать из будущих периодов).

Одновременно предполагается возможность

их смещения к концу года (можно отклады-

вать деньги на более поздний срок);

• не принимаются во внимание различия

между капитальным и текущим ремонтом.

В том и другом случае ремонт связан с за-

тратами, приостановкой в добыче газа;

• ремонт скважины осуществляется в пре-

делах одного календарного месяца;

• прогнозный дебит после ремонта являет-

ся постоянной величиной, сохраняет свое

значение до конца года (в принципе, это

допущение легко преодолевается, но это

выходит за пределы данной статьи.)

Прежде чем сформулировать ограниче-

ния и функционал модели, введем следую-

щие обозначения:

– неизвестная бинарная величина – т. е.

либо 0, либо 1; 1 означает, что для сква-

жины i в месяце r принято решение делать

ремонт; 0 – соответственно, не делать;

– неизвестная бинарная величина,

характеризующая работу скважины после

ремонта: 1 означает, что скважина i к концу

месяца r отремонтирована и работает (дает

определенный дебит), 0 – соответственно,

скважина не работает (ремонт еще не про-

изведен);

ci – число дней, необходимых для пол-

ного ремонта скважины i. Предполага-

ется, что эта величина не превосходит

числа дней в месяце, конкретно в расчетах –

30 дней (принятая условность относительно

числа дней в одном месяце в модели легко

преодолевается);

ai – стоимость одного дня ремонта

скважины i;

В условиях объективно сокращающихся дебитов скважин на старых нефтега-

зовых месторождениях возрастает значение ремонтных работ как одного из ре-

шающих факторов и инструментов компенсации падающих объемов добычи

[1, 2]. В статье рассматриваются экономические аспекты оптимизации ремонт-

ных работ на газовых скважинах. Предложена экономико-математическая

модель рационального графика работ, т. е. определения последовательности

ремонтов во времени и пространстве, обеспечивающая максимальный объем

послеремонтной добычи.

41

Кr – финансовый ресурс, выделяемый

в месяце r для ремонта всех скважин;

bi – средний (в сутки) дебит скважи-

ны i после ремонта;

n – число скважин в рассматриваемой

группе;

m – число месяцев в рассматриваемом

временном периоде (например, в году).

С помощью введенных обозначений

формулируется следующая задача макси-

мизации суммарного объема добычи после

ремонта группы скважин (например, группы

скважин некоторого месторождения, вклю-

ченных в план ремонта):

для всех i = 1, ..., n. (1)

Для любой скважины в течение рассмат-

риваемого периода возможен только один

ремонт, т. е. среди чисел только

одна единица либо все нули (когда принято

решение не ремонтировать скважину).

для всех r = 1, ..., m. (2)

Потребность в ресурсах для осущест-

вления ремонтных работ на всех скважинах

(выбранной группы) для каждого отдельного

месяца не превосходит выделенных лими-

тов. При этом учтена возможность недоис-

пользуемые (сэкономленные) в некотором

месяце объемы финансовых ресурсов пу-

стить на ремонты в следующих месяцах.

Таким образом, потребность в ресурсах

для ремонтных работ на всех скважинах

в течение каждого месяца не превосходит

выделенных лимитов на этот месяц, а также

недоиспользуемых ресурсов всех прошлых

месяцев.

(3)

Целевая установка задачи – максими-

зировать суммарный объем добычи после

ремонта по выбранной группе скважин.

Дебит учитывается в тех месяцах, когда

скважина работает полностью весь ме-

сяц (30 дней), а также в тот месяц, когда

произведен (и завершен) ее ремонт (30 –

ci дней).

для всех i = 1, ..., n, r = 1, ..., m. (4)

Матрица работы скважин формируется

из информации (матрицы) решений об их

ремонте.

для всех r = 1, ..., m, (5)

где nr – максимально возможное (для ре-

монтной организации) число одновременно

ремонтируемых скважин.

для всех r = 1, ..., m, (6)

где Dr – максимально возможное (для ре-

монтной организации) число скважино-дней

ремонта в месяц.

Может сложиться ситуация (вероятнее,

к концу года), когда сумма выделенных на дан-

ный месяц и сэкономленных ранее ресурсов

будет превышать возможности ремонтной

организации освоить эти ресурсы и выполнить

ремонт. Для формирования ограничения такого

рода вводится следующее неравенство:

для всех r = 1, ..., m. (7)

Ограничения позволяют получать опти-

мальные планы ремонта с учетом возможно-

стей (мощностей) ремонтных организаций.

Распределение ремонтных мощностей

по скважинам для обеспечения ремонта, оче-

видно, лежит в определенных организацион-

но-технических и технологических границах.

Ограничения на объемы (интенсивность)

ремонтов для преодоления потенциальных

рисков сверхконцентрации учитываются

в модели в разрезе трех составляющих:

• число одновременно ремонтируемых

скважин – ограничение (5);

• число скважино-дней ремонта – огра-

ничение (6);

• объем финансовых ресурсов, затрачи-

ваемых в месяц на ремонт всех скважин –

ограничение (7).

Объединение выражений (1) – (7) состав-

ляет полную (завершенную) модель расчета

оптимального плана ремонта с учетом всех

ограничений и задаваемых констант.

СОПОСТАВИТЕЛЬНЫЕ РАСЧЕТЫ

ПО ОПТИМИЗАЦИИ ГРАФИКА

РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Расчеты по модели в разных вариантах (мо-

дификациях) были проведены по месторожде-

ниям Ямсовейское, Юбилейное и Медвежье

за период 2006–2009 гг. Полученные результаты

сопоставлены с фактическими показателями

ремонтов с тем, чтобы найти последователь-

ность их проведения, которая (в рамках тех же

финансовых ограничений) свидетельствует

о потенциальных возможностях улучшения

принятых в свое время решений.

В расчетах непосредственно участвовали

только скважины:

• дебит которых после ремонта является

положительным. Что касается скважин,

которые и после ремонта оставались в без-

действующем фонде (наблюдательные, кон-

трольные и прочие, не дающие продукции),

то затраты на их поддержание не являются

предметом оптимизации в рамках данной

модели, т. е. осуществляются в тех же объе-

мах и в те же сроки (месяцы), что и в дей-

ствительности;

• сроки ремонта которых меньше меся-

ца (это касалось только месторождения

Медвежье).*

Расчеты осуществлялись в пакете AMPL

[4] в двух вариантах (два цикла расчетов).

• В первом цикле расчетов плановые фи-

нансовые средства выделяются на ремонт

по месяцам и не могут быть сдвинуты к на-

чалу года, но их остатки, не использованные

по каким-либо причинам в том или ином

месяце, могут быть перераспределены

и использованы ближе к концу года.

• Во втором цикле общий объем финан-

совых ресурсов на КРС по тому или иному

месторождению определен на год в целом

без разбивки по месяцам. Этот (более об-

щий) вариант позволяет не связывать себя

* Полный расчет по всем скважинам пока оказался невозможным в связи с серьезными программно-вычислительными трудностями.


недостатком финансирования в тот или

иной конкретный месяц, но в рамках годо-

вых ресурсов выбирать более оптимальные

последовательности ремонтов.

Что касается трех ограничений – денег

на КРС (7), числа одновременно ремон-

тируемых в течение месяца скважин (5)

и величины скважино-дней (6), то во всех

трех случаях в качестве предельных величин

использовались максимальные их фактиче-

ские значения в течение года. В дальнейшем

анализируются результаты расчетов с по-

становкой всех трех ограничений.

Для первого цикла расчетов результаты

решения по всем месторождениям Обще-

ства – Ямсовейскому, Юбилейному и Мед-

вежьему – представлены в табл. 1.

Итак, во многих случаях расчеты по модели

демонстрируют невозможность увеличения

масштабов добычи газа после КРС по отно-

шению к действительным решениям. Иначе

говоря, графики ремонта рациональны, реше-

ния оптимальны. Вместе с тем на некоторых

месторождениях и в отдельные годы резервы

увеличения добычи за счет совершенствова-

ния графика ремонта есть, и они немалые.

Ключевой вопрос состоит в том, за счет

чего, каких факторов в расчетах по модели

выявляются потенциальные резервы роста.

Для ответа на этот вопрос целесообразно

обратиться, например, к данным в табл. 2,

где представлен график ремонта скважин

Ямсовейского месторождения.

Видно, что эффект прироста добычи до-

стигается за счет того, что ремонты скв. 201,

223 перемещаются по сравнению с фактиче-

скими сроками к концу года, а скв. 173, 231

и 234 – к началу года. Подобные маневры

во времени и в пространстве (перегруппиров-

ки) и позволяют обеспечить прирост добычи

по сравнению с фактическими объемами.

Иначе говоря, модель отыскивает наиболее

благоприятное соотношение между затратами

на ремонт и приростами добычи.

Необходимо иметь в виду, что число ремон-

тируемых скважин на месторождениях Юби-

лейное и Ямсовейское незначительно, и здесь

трудно найти оптимальные отклонения сроков

ремонта. В свою очередь, большой объем ре-

монтных работ наблюдается на месторожде-

нии Медвежье, поэтому эффект от внедрения

модели здесь будет максимальным.

Во втором цикле расчетов единственное

ключевое условие, которое соответствует

реальным, – это общий объем финансовых

ресурсов, выделенных в течение года на КРС

по тому или иному месторождению. Обобщен-

ные данные о возможностях прироста добычи

по месторождениям и Обществу в целом за счет

рационализации графика ремонтных работ в те-

чение всего года при тех же общих финансовых

ограничениях приведены в табл. 3.

Проведенные расчеты, особенно это ка-

сается второго цикла, исходят из идеальных

условий возможности осуществлять ремонт

в любом месяце. Разумеется, в действитель-

ности это не так. Тем не менее из расчетов

видно, что затягивание сроков ремонта

газовых скважин приводит к колоссальным

упущенным возможностям, недополучению

значительных объемов газа.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ

АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ

ПРОГРАММ КРС

Целью проводимых расчетов здесь

является сравнительный анализ эффек-

Месторождение 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2006–2009 гг.

Ямсовейское 14,2 12,7 0,19 0 9,1

Юбилейное 17,3 0 0 0 4,9

Медвежье 30,4 21,7 21,2 1,8 21,0

В целом по Обществу 18,1 14,5 3,5 0,4 11,0

Таблица 1

Потенциальные объемы прироста добычи в соответствии с расчетами по отношению к факту (пер-вый цикл расчетов), %

Таблица 2

График ремонтов (Р) в 2006 г. (месторождение Ямсовейское)

Номер скважины

Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль

Ф М Ф М Ф М Ф М Ф М Ф М Ф М

173 Р Р

201 Р Р

223 Р Р

231 Р Р

234 Р Р

Примечание. Ремонт: Ф – фактический, М – по модели.

43

тивности двух альтернативных вариантов

программ капитального ремонта скважин,

различающихся между собой только по-

следовательностью проведения ремонтных

работ при неизменных совокупных затратах

на ремонты; все прочие параметры про-

грамм ремонтов также совпадают. Оценки

эффективности ремонтов скважин в пер-

вом варианте рассчитываются на основе

модельных расчетов, во втором – исходя

из фактической последовательности ре-

монтных работ.

В основу оценки экономической эффек-

тивности КРС положены базовые принципы,

применяемые для оценки эффективности

инвестиционных проектов [1, 2]. Экономи-

ческая эффективность ремонтных работ

оценивается на основе определения и со-

поставления распределенных во времени

денежных поступлений (притоков) и рас-

ходов (оттоков), связанных с проведением

КРС и последующей добычей товарной

продукции.

Расчетным для обоих рассматриваемых

вариантов является период 2006–2009 гг.,

за шаг расчетного периода принят 1 мес.

Норма дисконта равна 10 % годовых. В табл. 4

приведены основные показатели эффектив-

ности КРС по двум месторождениям.

Как видно, с точки зрения экономиче-

ской эффективности, последовательность

ремонтов, рассчитанных на основе модели,

является более предпочтительной по всем

используемым показателям.

Предлагаемая к использованию модель

охватывает преимущественно экономиче-

ские условия проведения ремонтных работ.

Важные технологические особенности

осуществления ремонтных работ вполне

могут быть включены в условия модели

с учетом конкретных данных по месторо-

ждениям.


1. Меньшиков С. Н., Ёлгин В. В., Середа Т. Е., Яголь-

ницер М. А. Оптимизация издержек газодобывающих

предприятий на поздних стадиях эксплуатации ме-

сторождений // Газовая промышленность. – 2010. –

№ 3. – С. 72–75.

2. Меньшиков С. Н., Елгин В. В., Середа Т. Е., Яголь-

ницер М. А. Особенности оптимизации затрат газо-

добывающих предприятий на поздних стадиях экс-

плуатации месторождений // Минеральные ресурсы

России. – 2010. – № 2. – С. 31–34.

3. Р Газпром 071–2009. Планирование и оценка

эффективности геолого-технических мероприятий.

Методика выбора скважин для проведения геолого-

технических мероприятий и выбора приоритетных

видов геолого-технических мероприятий на конкрет-

ных скважинах. – М. : ОАО «Газпром», 2010.

4. Fourer R., Gay DM. and Kernighan B. W. AMPL:

A Modeling Language for Mathematical Programming.

Pacific Grove : Cole Publishing Company. Cengage

Learning, 2-nd edition, 2002. – 517 pp.

Таблица 3

Потенциальные объемы прироста добычи в соответствии с расчетами по отношению к факту (вто-рой цикл расчетов), %

Месторождение 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2006–2009 гг.

Ямсовейское 18,7 108,0 131,0 165,0 90,5

Юбилейное 116,0 185,0 51,3 56,4 93,9

Медвежье 127,0 48,6 202,0 95,9 91,1

В целом по Обществу 64,6 94,9 110,0 110,0 91,6

Таблица 4

Показатели эффективности КРС за период 2006–2009 гг.

ПоказательЯмсовейское месторождение Юбилейное месторождение

М Ф М Ф

Чистая прибыль от реализации товарной продукции газа (приток), млн руб.

5177,0 4755,0 2952,0 2573,0

Расходы на ремонт (отток), млн руб. 378,0 378,0 90,9 90,9

Денежный поток, млн руб. 4799,0 4377,0 2861,0 2482,0

Приток дисконтированный, млн руб. 4024,0 3700,0 2288,0 1976,0

Отток дисконтированный, млн руб. 306,6 307,3 76,15 76,26

Чистый дисконтированный доход, млн руб. 3717,0 3393,0 2212,0 1899,0

Индекс рентабельности затрат 13,7 12,6 32,5 28,3

Индекс рентабельности затратдисконтированный 13,1 12,0 30,1 25,9

Срок окупаемости, мес 2 4 1 2


Корр. – Как Вы можете охарактеризовать совре-

менное состояние нефтегазовой отрасли Респуб-

лики Казахстан?

М.Н. – Нефтегазовая отрасль Казахстана продол-

жает находиться в зоне активного роста, наряду с сохра-

нением ее высокой инвестиционной привлекательности.

Одним из благоприятных факторов для этого является

положительная динамика развития глобального нефтегазо-

вого рынка, обусловливающая расширенные возможности

сбыта продукции на внешних рынках и наличие ликвидности,

доступной для вложения в разведку и добычу.

По итогам 2010 г. добыча нефти и газового конденсата соста-

вила 79,6 млн т, природного газа – 37,4 млрд м3. В 2011 г.

можно ожидать увеличения показателей: по нефти и газовому

конденсату – до 80,5–81 млн т, по газу – до 41–42 млрд м3.

Растут и объемы экспортных поставок углеводородов.

Вместе с тем Казахстан связывает большие перспективы

с расширением производственных мощностей ряда уже

существующих месторождений, прежде всего Тенгизского

(с 25,9 до 36,0 млн т/год), а также с вводом в строй морских

блоков, среди которых выделяется Кашаган (планируемое

начало добычи – конец 2012 г.). Также республика планирует

постепенно смещать акценты на развитие сектора пере-

работки нефти и продажи нефтепродуктов (downstream)

в целях увеличения добавленной стоимости продукции

и более полного обеспечения нефтепродуктами внутрен-

него рынка.

Корр. – Насколько успешно продвигаются в Казахстане

строительство нефтегазовых производственных объектов

и реализация инвестиционных программ в настоящее время?

Как решаются вопросы импортозамещения в нефтегазовой

отрасли и перспективен ли казахский рынок для российских

поставщиков услуг и оборудования?

М.Н. – В целом инвестиционные проекты в нефтегазовой

отрасли Казахстана, предусмотренные стратегически-

ми программами, осуществляются достаточно успешно.

Крупнейшим проектом является разработка Кашаганского

месторождения силами консорциума NCOC (North Caspian

Operating Company). К концу 2012 г. планируется запуск

данного месторождения в эксплуатацию. Среди других

ведущих отраслевых проектов, уже реализуемых или запла-

нированных к осуществлению в ближайшее время, можно

отметить строительство магистрального газопровода Бозой –

Бейнеу – Шымкент, интегрированного газохимического

комплекса в Атырау и иных.

Вопросы расширения доли местного содержания, импор-

тозамещения являются долгосрочными стратегическими

приоритетами в казахстанской нефтегазовой отрасли.

Стоит отметить, что на сегодняшний день утверждена

Единая методика расчета организациями казахстанского

содержания при приобретении товаров, услуг и сервисного

обслуживания, нормативно определены рекомендуемые

санкции за нарушение правил закупок, утвержденных Пра-

вительством Казахстана, вплоть до расторжения контрактов.

К примеру, в 2010 г. около 28 компаний-недропользовате-

лей были лишены лицензии ввиду выявленных нарушений

в сфере локализации производства и наращивания местного

содержания.

Однако использование государством репрессивных мер – это

крайний случай. Большинство недропользователей понимают

всю важность вопроса для страны и готовы увеличивать долю

местного содержания в реализуемых проектах. Так, если

в 2009 г. объем местного содержания в закупках компаний

составил 11,3 %, то в 2010 г. – уже 16,1 %.

Нефтегазовая отрасль Казахстана: современное положение и перспективыО положении дел в нефтегазовом секторе экономики Республики Казахстан рассказывает сопредседа-

тель Координационного совета по имиджу и информационной политике ассоциации KAZENERGY Маулен

Нурбакитович Намазбеков.

М. Н. Намазбеков

45

Дальнейшее расширение местного содержа-

ния будет зависеть от повышения качества

и ассортимента производимой в Казахстане

отраслевой продукции и услуг. Это постепен-

ный процесс, который должен основываться

на использовании всего спектра казахстанских

возможностей в области импортозамещения.

Положительные подвижки прослеживаются

и в области национализации кадрового состава

и приоритетного задействования местных

специалистов, в том числе через поддерж-

ку компаниями отрасли профессионального

образования.

В условиях укрепления интеграционного взаи-

модействия между Казахстаном и Россией

отраслевое сотрудничество между государ-

ствами будет иметь тенденцию к значительному

росту. Здесь речь идет не только о совместном

освоении ресурсов, но и о взаимном откры-

тии рынков для поставщиков товаров и услуг,

создании совместных производств. Причем

перспективы развития казахстанской неф-

тегазовой отрасли, учитывая масштабные

планы по увеличению производства, пред-

ставляются очень привлекательными. Но надо

отдавать отчет в том, что конкуренция на рынке

отраслевых товаров и услуг Казахстана будет

резко возрастать, прежде всего, с местными

производителями, что значительно повышает

требования к качеству и конкурентоспособно-

сти продукции российских поставщиков.

Корр. – Как может повлиять на уровень добычи

углеводородов расширение нефтепровода Кас-

пийского трубопроводного консорциума (КТК)

в частности и диверсификация маршрутов

транспортировки в целом, включая танкерные

перевозки по Каспийскому морю?

М.Н. – Расширение мощностей КТК и уве-

личение казахстанской доли транзита в нем

является логическим следствием ожидаю-

щегося резкого увеличения добычи нефти

на нефтегазовых месторождениях республики,

в Кашагане и Тенгизе. Увеличение пропускной

способности КТК, естественно, позволит зна-

чительно повысить объемы поставок нефти

из Казахстана на внешние рынки, увеличив

пространство для производственного маневра

вовлеченных нефтегазовых компаний. Это

также касается и расширения других направ-

лений нефтяного экспорта, в частности в Китай

и через Каспий, что соответствует политике

диверсификации.

Корр. – Как складывается современное рос-

сийско-казахстанское нефтегазовое сотрудни-

чество? В реализации каких проектов по раз-

ведке и добыче углеводородов принимают

участие российские компании?

М.Н. – Россия является долгосрочным стра-

тегическим партнером Казахстана в нефте-

газовой сфере. В целом между сторонами

отсутствуют какие-либо острые, проблемные

вопросы, налажено активное взаимодействие

как на государственном уровне, так и между

отраслевыми компаниями. Эти факторы, так

же как и дальнейшее расширение интеграции

между двумя государствами, будут способ-

ствовать укреплению двустороннего сотруд-

ничества в нефтегазовой сфере.

Сейчас российский нефтегазовый бизнес

и инвестиции представлены в ряде неф-

тегазовых проектов Казахстана. В частно-

сти, следует отметить участие компании

«ЛУКОЙЛ» в разработке Карачаганакского

месторождения, Северных Бузачи, Аксай,

Кумколя и других нефтедобывающих про-

ектов, наряду с разведкой в казахстанской

акватории Каспия (блок Жамбыл и др.).

Сотрудничество с ОАО «Газпром» в рамках

поставок казахстанского газа на Оренбург-

ский ГПЗ также является показательным

примером. Не стоит забывать и о том, что

именно по российской территории осуще-

ствляется транзит основного объема нефти,

экспортируемой Казахстаном.

Вместе с тем российские инвестиции в срав-

нительном выражении значительно меньше

тех, которые были вложены в казахстанскую

нефтегазовую отрасль западными и китай-

скими компаниями. Вполне вероятно, что эта

тенденция временная. В частности, новые

возможности открывает совместное освоение

месторождений Северного Каспия, таких как

Хвалынское, Центральное и др.

Корр. – Расскажите о деятельности ино-

странных нефтегазодобывающих компаний

в Казахстане.

М.Н. – Зарубежные нефтегазовые компа-

нии активно представлены в сфере разведки

и добычи нефти и природного газа, ввиду

благоприятного инвестиционного климата

Казахстана и открытости отрасли для иностран-

ного участия. Фактически именно участие ино-

странных нефтегазовых компаний позволило

Казахстану ускоренно ввести в промышленную

эксплуатацию такие крупные проекты, как

Тенгиз, Карачаганак и др. Вплоть до сегодняш-

него дня иностранные инвесторы определяют

динамику развития нефтегазового сектора

республики.

К примеру, 60 % из 107 млрд долл. инвестиций,

вложенных за последние 10 лет в отечест-

венную нефтегазовую отрасль, приходится

на долю проектов с участием иностранных

компаний и совместных предприятий. Эти

проекты обеспечили добычу около 56 млн т

из 79,5 млн т нефти и газового конденсата,

произведенных Казахстаном в 2010 г.

Вместе с тем на данный момент Казахстан

позиционирует в качестве приоритета рас-

ширение участия государства в нефтега-

зовых проектах, усиление ответственности

иностранных инвесторов в социальной сфере

и местном содержании. Новые условия требу-

ют от иностранных инвесторов более четкого

формулирования инвестиционной стратегии,

учитывающей интересы Казахстана как неф-

тедобывающего государства.

Однако эти обстоятельства ни в коей мере

не влияют на открытость казахстанского

нефтегазового сектора для ответственных

иностранных инвесторов, и эта открытость

остается долгосрочным стратегическим прио-

ритетом.

Кашаганское месторождение


Устойчивость минерально-сырье-

вого обеспечения страны на ближ-

нюю и дальнюю перспективу зависит

не только от эффективного воспроизводства

минерально-сырьевой базы высоколиквид-

ных стратегических и дефицитных полезных

ископаемых, но и от рационального исполь-

зования ранее выявленных богатств недр.

В целом Российская Федерация обладает

15–17 % общемировых запасов минераль-

ных ресурсов. В структуре потенциала МСБ

большая часть приходится на твердое топ-

ливо – 79,5 %; газ – 6,9 %; нефть – 6,5 %;

на остальные полезные ископаемые – 7,1 %.

Россия, обладая таким значительным

природно-ресурсным потенциалом, при

рациональном его использовании должна

в течение длительного времени иметь

преимущество по сравнению с другими

развитыми странами, где природные ре-

сурсы в значительной мере исчерпаны. Но,

чтобы это преимущество было эффективно

использовано, необходимы разработка

и реализация рациональной системы недро-

пользования при строгом государственном

контроле, интенсификация минерально-

сырьевого комплекса.

К числу основных мер следует отнести

законодательное регулирование всех видов

деятельности недропользователей, в первую

очередь налоговое, институционально-ор-

ганизационное регулирование (в том числе

разграничение ведения государства, субъ-

ектов федерации и органов власти местного

самоуправления), инвестиционное и инно-

вационное развитие минерально-сырьевого

комплекса (МСК), ценовое и таможенное

регулирование. Существенную роль в по-

вышении эффективности хозяйственного

механизма играют последовательное раз-

витие и совершенствование нормативной

правовой базы пользования недрами.

Исследование практики правоприме-

нения норм законодательства Российской

Федерации о недрах и вынесения соот-

ветствующих решений судами Российской

Федерации показало, что споры, возникаю-

щие в процессе правового регулирования

объектов отношений, распределились

следующим образом:

• прекращение права пользования недра-

ми, в том числе по причинам, связанным

с нарушением условий недропользова-

ния, – 18 %;

• предоставление права пользования

недрами, в том числе споры, связанные

с процедурами проведения конкурсов

и аукционов, – 17 %;

• земельные отношения – 10 %;

• судебные решения, связанные с налого-

выми отношениями, – 9 %;

• горное имущество – 8 %;

• терминология, а также коллизии норм

гражданского законодательства и законо-

дательства о недрах – 8 %;

• переход права пользования недрами – 6 %;

• ответственность за неисполнение или не-

надлежащее исполнение законодательства

Российской Федерации о недрах – 6 %;

• безлицензионная деятельность – 5 %;

• решения судов по иным спорам – 13 %.

Споры, по которым были приняты решения

судов, по видам полезных ископаемых рас-

пределялись следующим образом:

• добыча углеводородного сырья – 31 %;

• добыча общераспространенных полезных

ископаемых – 15 %;

• добыча драгоценных металлов и драго-

ценных камней – 14 %;

• добыча подземных вод – 13 %;

• добыча рудных полезных ископаемых –

9 %;

• добыча угля – 8 %;

• прочие виды недропользования – 6 %;

• строительство и эксплуатация подземных

сооружений, не связанных с добычей полез-

ных ископаемых, в том числе захоронение

отходов – 2 %;

• несоблюдение норм, связанных с охраной

окружающей среды, – 2 %.

УДК 622.03:553.98

Сфера взаимных интересов государства и бизнеса – эффективное недропользованиеА. М. Карасевич, Н. М. Сторонский, Е. С. Мелехин, М. В. Дудиков (ОАО «Газпром промгаз»)

В современной России в процессе становления рыночных отношений обост-

рились проблемы, связанные с формированием и использованием мине-

рально-сырьевой базы (МСБ). Это обусловлено снижением поискового задела

из-за недостаточных объемов финансирования геолого-разведочных работ,

увеличивающимися объемами выборочной отработки месторождений полез-

ных ископаемых (МПИ), нарушением условий недропользования, ростом числа

низкорентабельных МПИ, увеличением в нераспределенном фонде недр числа

труднодоступных МПИ, а также несовершенством законодательства Россий-

ской Федерации. К указанному добавляются проблемы с освоением мелких

и части средних МПИ. В статье приводятся предложения по государственному

регулированию отношений недропользования, направленные на повышение

эффективности использования запасов полезных ископаемых.

47

э к о н о м и к а , о р г а н и з а ц и я , у п р а в л е н и е

Приведенные данные подтверждают, что,

несмотря на систему норм, регулирующих

отношения по рациональному использова-

нию и охране недр, а также устанавливающих

государственное регулирование отношений

недропользования, законодательство, ре-

гулирующее отношение по использованию

недр, в целом имеет ряд пробелов.

Такие пробелы следует объединить

в следующие группы:

• отсутствие правового механизма, по-

буждающего пользователя недр к рацио-

нальному и комплексному пользованию

участками недр;

• отсутствие правового механизма, побу-

ждающего пользователя недр к соблюдению

принципов экологического права, в том

числе к охране недр;

• законодательство не учитывает особен-

ностей функционирования и прекращения

деятельности предприятий добывающей

отрасли;

• необоснованно ограничены права поль-

зователей недр, что сказывается на инве-

стиционном климате и тормозит развитие

рыночных отношений.

Возникновение таких пробелов обуслов-

лено тем, что, во-первых, объективные де-

мократические преобразования, развитие

предпринимательства, ослабление адми-

нистративно-правового давления вошли

в противоречие с законодательством, ре-

гулирующим отношения по рациональному

комплексному использованию и охране

недр. Во-вторых, в последние годы на-

блюдается резкое ухудшение состояния

минерально-сырьевой базы страны.

Сбалансированное воспроизводство

и развитие МСБ неразрывно связаны с ее

рациональным использованием через

нормативные правовые и финансово-эко-

номические механизмы. Действующая в не-

дропользовании система налогообложения

в результате ее неадекватности современным

условиям экономического развития сделала

нерентабельным процесс разработки многих

месторождений полезных ископаемых. В ре-

зультате этого сложились неблагоприятные

тенденции, ограничивающие возможности

воспроизводства МСБ, подготовки новых

объектов и передачи их недропользовате-

лям. Продолжение процесса пользования

недрами на таких объектах связано с раз-

работкой соответствующих конкретных

мероприятий, способствующих повышению

эффективности их освоения. Прекращение

права пользования недрами в данном слу-

чае приводит, кроме того, к прекращению

налоговых поступлений в бюджет, а также

к ухудшению социально-экономической

обстановки в регионе.

В процессе лицензирования пользова-

ния участками недр владельцам лицензий

передано более 90 % разведанных запасов

месторождений полезных ископаемых.

В нераспределенном фонде недр к на-

стоящему времени числятся в основном

месторождения с незначительными или

трудноизвлекаемыми запасами.

Следовательно, назрела объективная

необходимость разработки правового меха-

низма привлечения субъектов предпринима-

тельской деятельности на низкорентабельные

участки недр. Очевидно, что добывающие

организации в настоящее время, имея статус

независимых от государства юридических

лиц, цель которых, в качестве их основной

деятельности, – извлечение прибыли, не от-

вечают за интересы государства. В сложив-

шихся условиях экономические интересы

государства как собственника недр и до-

бывающих организаций, осуществляющих

свои правомочия, вступают в диалектическое

закономерное противоречие.

Поэтому первоочередными направления-

ми совершенствования недропользования

в современных условиях являются:

• разработка и обоснование мер, позво-

ляющих продолжить освоение на осно-

ве льготного режима недропользования

на участках, содержащих трудноизвлекае-

мые, низкорентабельные запасы полезных

ископаемых;

• регулирование отношений недропользо-

вания на условиях лицензирования, а имен-

но – обеспечение контроля за исполнением

условий лицензионных соглашений, вне-

сение в них изменений в части продления

сроков пользования недрами и выполнения

сроков и объемов работ по освоению ме-

сторождений полезных ископаемых;

• разработка технической и технологиче-

ской документации;

• предоставление возможности изменений

границ горного отвода при взаимном согла-

сии государства и недропользователя;

• введение в практику недропользования до-

говоров на пользование участками недр;

• изменение способа правового регулиро-

вания перехода права пользования недра-

ми, т. е. замена разрешительного способа

правового регулирования (лицо вправе

осуществлять только те действия, кото-

рые разрешены) на общедозволительный

(лицо вправе совершать любые действия,

за исключением тех, в отношении которых

законодательством Российской Федерации

установлен запрет);

• совершенствование порядка прекращения

права пользования недрами.

Законодательство о недрах ориентиро-

вано на провозглашение общих принципов

и стратегических задач государственного

регулирования отношений недропользо-

вания. Однако принципы в этом законода-

тельстве нигде не установлены, хотя на них

направлены нормы Закона Российской

Федерации «О недрах».

На сегодняшний день экономические

методы не развиты, а административные

средства ничем не подкреплены.

В соответствии с Законом Российской Фе-

дерации «О недрах» принуждение выполнять

требование по комплексному, рациональ-

ному использованию и охране недр осуще-

ствляется пользователем участками недр

в рамках правоотношений, удостоверенных

лицензией на пользование недрами (ст. 22,

23, 24, 26). При изъятии лицензии прекра-

щаются правоотношения, следовательно,

недропользователь де-юре освобождается

от обязанностей не только по рациональному

использованию, но и по охране недр. Дей-

ствительно, согласно ч. 3 ст. 11 Закона Рос-

сийской Федерации «О недрах» лицензия яв-

ляется документом, удостоверяющим право

ее владельца на пользование участком недр

в определенных границах в соответствии

с указанной в ней целью в течение установ-

ленного срока при соблюдении владельцем

заранее оговоренных условий.

Для государства не имеет значения, кто

является пользователем участков недр.

Принципиальное значение имеет только

соблюдение условий пользования таки-

ми участками. В соответствии с послед-

ним утверждением круг потенциальных

пользователей недр ограничен только

технико-технологическими и финансово-

экономическими возможностями субъекта

предпринимательской деятельности. Однако

нормами ст. 17.1 Закона Российской Феде-

рации «О недрах» перечень случаев перехода

права пользования участками недр, а также

перечень субъектов предпринимательской


деятельности, которым может быть пере-

дано это право, необоснованно ограничен.

Такое положение не способствует разви-

тию рыночных отношений и ограничивает

самостоятельность лиц, осуществляющих

предпринимательскую деятельность, преду-

смотренную ст. 34 Конституции Российской

Федерации и ч. 3 п. 1 ст. 2 Гражданского

кодекса Российской Федерации.

Неоднократными изменениями и допол-

нениями в ст. 17.1 Закона «О недрах» попытка

разработчиков таких изменений и допол-

нений предусмотреть все встречающиеся

в практике случаи, при которых возможна

передача права пользования участками

недр, оказалась безуспешной.

В настоящее время отмечен существен-

ный прирост числа участков недр, включаю-

щих трудноизвлекаемые, некондиционные,

низкорентабельные запасы полезных иско-

паемых, низкодебитные эксплуатационные

скважины, отвалы и отходы горнодобываю-

щего производства. Кроме этого, после

эксплуатации месторождений крупными гор-

нодобывающими предприятиями остаются

участки недр, которые разрабатывать этим

предприятиям невыгодно (так называемые

маргинальные запасы). Использовать эти

участки на условиях лицензии также невы-

годно. Разработка новых технико-техноло-

гических подходов себя не оправдывает.

Из-за этого в стране постоянно ухудшается

структура разведанных запасов.

Очевидно, что прекращение работы

на месторождении, как правило, предпола-

гает прекращение поступлений в бюджеты

различных уровней, обострение социальной

напряженности из-за увеличения количества

незанятых лиц, ухудшение качественных

характеристик недр, создание аварийных

и катастрофических ситуаций, деградацию

окружающей среды и т. д. Это связано с тем,

что практически все удобно расположенные

и богатые полезными компонентами место-

рождения полезных ископаемых находятся

в пользовании у крупных компаний, которые

не заинтересованы в разработке низкорен-

табельных месторождений. Число таких

участков недр неуклонно возрастает. При

существующем правовом режиме государ-

ственного регулирования недропользования

нерентабельные месторождения полезных

ископаемых фактически прекращают свое

существование из-за отсутствия правовых

средств привлечения пользователей недр

на такие участки. Следовательно, назрела

объективная необходимость разработки

правового регулирования отношений, воз-

никающих в связи с повсеместно отмечае-

мыми такими фактами.

Очевидно, что такие проблемы должны

решаться параллельно с задачами привле-

чения инвестиций в добывающую промыш-

ленность. Решению на правовом уровне

будет способствовать органичное сочетание

дозволений и запретов, стимулов и ограни-

чений, прав и обязанностей. Следовательно,

с помощью правильно подобранных правовых

средств, выполняющих регулятивную и охра-

нительную функции, возможно повышение

эффективности правового регулирования

отношений, возникающих в связи с использо-

ванием и охраной недр, в целях достижения

общественно полезных результатов. Такие

результаты будут достигаться тогда, когда

правовые средства регулирования отноше-

ний позволят, с одной стороны, обеспечить

возможность субъекту предпринимательской

деятельности получить ожидаемые эконо-

мические результаты, а с другой – защитить

государственные интересы.

В рамках указанных проблем необходимо

одновременно решить две задачи – создание

и укрепление инвестиционной привлека-

тельности в сфере недропользования при

сохранении принципа общественной значи-

мости правового регулирования отношений

недропользования и охраны окружающей

природной среды. При этом в рамках пер-

вой задачи необходима разработка право-

вых средств в целях решения проблемы,

связанной с привлечением пользователей

недр на нерентабельные участки. Решение

этих двух задач предполагает комплексный

подход. А именно: одновременно с разви-

тием императивных жестких, в том числе

административных, мер необходимо развить

диспозитивные, обусловливающие свобод-

ный выбор поведенческой позиции субъектов

предпринимательской деятельности.

К числу первых мер целесообразно

отнести:

• порядок ограничения, приостановления

и прекращения права пользования недра-

ми с учетом специфики функционирования

горных предприятий;

• полное возмещение убытков, причиненных

в результате невыполнения обязательств

пользователем недр, а также иных действий,

которые привели к порче месторождения или

созданию условий, частично или полностью

исключающих возможность дальнейшего

пользования недрами. Для этого необходима

разработка норм, побуждающих пользова-

теля недр накапливать целевые средства,

которые будут направлены на мероприятия

по приведению участков земли и других при-

родных объектов, нарушенных при пользо-

вании недрами, в состояние, пригодное для

их дальнейшего использования. Эти средства

будут также использованы на консервацион-

ные мероприятия в целях сохранности горных

выработок и буровых скважин, которые могут

быть использованы при разработке месторо-

ждений и (или) в иных хозяйственных целях,

а также на ликвидацию в установленном по-

рядке горных выработок и буровых скважин,

не подлежащих использованию.

К числу вторых мер предлагаются сле-

дующие:

• возможность передачи права пользования

недрами субъектам предпринимательской

деятельности, отвечающим квалификаци-

онным требованиям, а также обладающим

необходимыми финансовыми средствами

и технико-технологическими возможно-

стями для безопасного проведения работ,

связанных с рациональным пользованием

недрами;

• возможность переоформления лицензии

на пользование недрами при разделении

или при объединении участков недр;

• возможность изменения пространствен-

ных размеров предоставленных участков

недр, имеющих статус горного отвода;

• в целях привлечения инвестиций в горно-

добывающую промышленность необходима

разработка норм, регулирующих возмож-

ность залога права пользования недрами;

• разработка упрощенного порядка пре-

доставления права пользования недрами,

содержащими нерентабельные запасы

полезных ископаемых;

• разработка норм, допускающих возмож-

ность перехода на менее жесткий правовой

режим использования нерентабельных

участков недр, с сохранением админист-

ративной, разрешительной системы регу-

лирования недропользования.

Реализацию упомянутых мер смогут обес-

печить следующие правовые институты,

регулирующие:

• платность недропользования;

• формирование и использование ликвида-

ционного фонда, средства которого должны

49


обеспечить ликвидационные и консерваци-

онные мероприятия и, как следствие этого,

охрану окружающей среды;

• порядок перехода прав на горное имуще-

ство с учетом специфики правового режима

горных предприятий;

• залог права пользования недрами;

• порядок перехода права пользования

недрами (открытый перечень случаев та-

кого перехода);

• стимулирование деятельности пользова-

телей недр на разработку нерентабельных

участков недр.

В ближайшем будущем Россия останется

крупнейшей добывающей державой мира, и за-

дача государства – оптимизировать масштабы

добычи и реализации минерального сырья как

на внутреннем, так и на мировом рынках.

Эффективное государственное регу-

лирование отношений недропользования,

направленное на воспроизводство МСБ

полезных ископаемых, ее рациональное ис-

пользование и охрану недр, может не только

обеспечить опережающие темпы экономи-

ческого развития России, но и сохранить

сырьевые ресурсы для будущих поколений.

Для этого необходимо обеспечить совер-

шенствование законодательства о недрах,

обратив особое внимание на правовое ре-

гулирование следующих аспектов деятель-

ности в сфере недропользования:

• предоставление в пользование участков

недр для геологического изучения на основе

заявительного принципа;

• применение экономических и правовых

санкций к недропользователям, нару-

шающим условия пользования недрами,

в том числе санкций за умышленную

консервацию месторождений полезных

ископаемых;

• обеспечение гарантий соблюдения

интересов государства и недропользо-

вателя;

• разработку мер по повышению экономи-

ческой ответственности недропользователя

за невыполнение инвестиционных обяза-

тельств и неэффективное использование пре-

доставленных в пользование участков недр.

Учет изложенных основных предложений

в процессе совершенствования правового ре-

гулирования недропользования позволит:

• переориентировать недропользовате-

лей на экономические критерии и условия

регулирования;

• способствовать переходу с администра-

тивно-принудительного на поощрительные

методы воспроизводства МСБ;

• привлечь дополнительный приток инве-

стиций в горнодобывающую отрасль;

• не принижая приоритетности регулирова-

ния отношений, возникающих при пользова-

нии недрами, упорядочить систему горных

отношений между субъектом предприни-

мательской деятельности – пользователем

участком недр и государством;

• обеспечить возможность государству

согласованно взаимодействовать с биз-

несом при регулировании процесса не-

дропользования. В то же время субъект

предпринимательской деятельности сможет

выбирать наиболее оптимальный режим

такого взаимодействия;

• дополнить действующие меры государ-

ственного контроля элементами самокон-

троля и независимого внешнего контроля

(горного аудита);

• приблизиться к более четкому разграни-

чению гражданской и административной

отраслей законодательства, регулирующего

горные отношения, а также установить кри-

терии их взаимного проникновения.


Цены на газ на рыночных площадках

определяет спрос, который порой

может быть спекулятивным. Из из-

вестных способов ценообразования на газ,

изложенных в статье [1], наиболее объек-

тивный основан на определении себестои-

мости и требует рентабельности по всей

газовой цепочке (кост-плюс). Россия как

крупнейший производитель природного

газа заинтересована в оптимальных ценах

на газ, причем не только при продаже его

по экспортным поставкам, но и при реа-

лизации на внутреннем рынке. Техноло-

гические и экологические преимущества

природного газа обусловили вытеснение

нефти в электрогенерации, и доля газа

здесь превысила 90 %.

В Постановлении Правительства РФ

«О совершенствовании государственного

регулирования цен на природный газ» го-

ворится о регулировании цен на природный

газ посредством установления обосно-

ванных уровней в соответствии с требо-

ваниями ст. 6 и 12 Федерального закона

«О естественных монополиях»; о разработ-

ке порядка «...дифференциации оптовых

цен на природный газ с учетом различной

стоимости его транспортировки от места

добычи до потребителей»; о разработке

«...форм федерального, государственного,

статистического наблюдения по затратам

и тарифам на услуги по транспорту газа

по магистральным газопроводам».

Исходя из актуальности проблемы пред-

ложим переменные цены на углеводородное

сырье в зависимости от режима его транс-

портировки и рассмотрим на конкретном

примере методику определения этих цен

и объема подземных хранилищ в зависи-

мости от параметров переменного режима

работы магистральных газопроводов.

Известно, что в магистральном транспор-

те газа возникают проблемы, связанные с

предотвращением влияния периодических

колебаний температуры окружающей сре-

ды, переменного режима газопоступления

и газопотребления на производительность

газопровода и мощность энергопривода КС.

Для предотвращения влияния перечислен-

ных факторов на производительность газо-

провода создаются подземные хранилища,

буферные емкости, сезонные потребители

газа и системы закольцованных газопроводов.

Расчеты показывают, что для стабилизации

работы газотранспортной системы (ГТС) объе-

мы подземных хранилищ газа (ПХГ) и других

средств стабилизации работы газопровода

должны доходить до 20 % от объема транс-

портируемого газа. В настоящее время этот

показатель намного ниже.

Предотвращение периодических коле-

баний мощности энергопривода связано

с технико-экономическим обоснованием бо-

лее широкого применения электропривода

на КС газопровода. Это актуально в случае,

когда создаются условия по снижению

периодических колебаний производи-

тельности газопровода, так как в отличие

от газотурбинного привода электропривод

не является чувствительным к колебаниям

температуры наружного воздуха.

ПХГ, буферные, сезонные потребители

газа, закольцованные системы магистраль-

ных газопроводов и т. д. кроме регулирования

газопотребления и создания аварийного

резерва газа используются как средства вы-

равнивания периодических колебаний про-

изводительности газопровода и мощности

энергопривода.

Характеристикой переменного режима

работы газопровода является относительная

амплитуда периодических колебаний его

производительности β. Уменьшение этой

характеристики приводит к увеличению

загрузки агрегатов на КС, что предъявля-

ет повышенные требования к эксплуата-

ции ГПА, надежности всех его элементов

и связано с уменьшением сроков плановых

ремонтов, увеличением межремонтного

периода и в итоге обусловливает улучше-

ние технико-экономических показателей

КС. Расчеты свидетельствуют о том, что

уменьшение периодических колебаний

производительности газопровода, связан-

ное с повышением темпов его освоения,

может привести к снижению интегральных

расходов на КС за период эксплуатации и

себестоимости транспортируемого газа [2].

Так, при уменьшении β от 0,25 до 0,10 можно

достичь снижения интегральных расходов

на 35 % (таблица).

Определение производительности газо-

проводов в зависимости от характеристи-

ки β позволяет установить влияние перио-

дических колебаний этой производитель-

ности на капитальные и эксплуатационные

затраты. Производительность газопрово-

да Q определяет объем капитальных вложе-

ний в магистральном транспорте газа

УДК 338.5

Цена на газ и электроэнергиюЭ. А. Микаэлян (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина)

Анализ различных договоров на поставку нефти и газа показывает, что при установле-

нии цены на эти товары принимают во внимание различные факторы: политические,

экономические, географические и т. д., но не учитывают технологические особен-

ности эксплуатируемых систем и режим транспортировки. В случае применения

дифференцируемых цен на газ, в зависимости от периодических колебаний произ-

водительности газопровода и сезонного газопотребления по предлагаемой методике

создадутся условия для упорядочения поставок газа, стабилизации его транспорта,

расширится сеть сезонных потребителей, что в итоге улучшит технико-экономические

показатели трубопроводного транспорта. Сопоставление цен на газ и электроэнергию

и установление цены на газ позволит определить и другие технико-экономические

показатели электроэнергетического производства.

51


K = kQ, (1)

где k – удельные капитальные вложения

в магистральный транспорт газа.

При изменении характеристики перио-

дических колебаний производительности

газопровода необходимо обеспечить его

проектную пропускную способность Qпр

.

В связи с этим капитальные вложения

будут расти в зависимости от увеличения

характеристики β.

K = kQпр

= kQп(1 + β), (2)

где Qп – плановый объем транспортируе-

мого газа.

Откуда

k = K / [Qп(1 + β)]. (3)

При установленном размере капиталь-

ных вложений на исследуемый период

плановый объем транспортируемого га-

за можно значительно увеличить за счет

выравнивания периодических колебаний

производительности газопровода. При

этом создаются условия для повышения

качественных показателей эффектив-

ности всей газотранспортной системы,

увеличения коэффициента использования

установленных мощностей и повышения

загрузки газоперекачивающих агрегатов,

которым в большей мере отвечают элек-

троприводные ГПА.

Приведенные данные зависимости по-

вышения удельных капитальных вложений

в магистральный транспорт и снижения

степени загрузки газопровода (коэф-

фициент эффективности) от повышения

характеристики переменного режима его

работы позволяют определить величину

снижения технико-экономических показа-

телей при известных исходных капитальных

вложениях и объемах транспортируемого

газа. Снижение периодических колебаний

производительности газопровода позво-

ляет повысить эффективность его работы,

поднять коэффициент загрузки до значе-

ния 0,95 и выше. Таким образом, наряду

с регулированием газопотребления одним

из основных назначений ПХГ, буферных

емкостей и систем закольцованных газо-

проводов является выравнивание перио-

дических колебаний производительности

газопровода и мощности энергопривода,

что приводит к значительному улучшению

качественных показателей эффективно-

сти КС и всего предприятия (фондоотда-

ча, фондоемкость, производительность

труда, себестоимость, металлоемкость)

на 5–20 %. Следует отметить, что в ряде

случаев это не всегда возможно из-за тех-

нико-экономических трудностей создания

ПХГ в районах расположения крупных га-

зопотребителей.

Влияние периодических колебаний

производительности газопровода на его

технико-экономические показатели при-

ведено ниже.

Для обоснования выбора проектного

значения коэффициента загрузки газопро-

вода необходимо исходить из приведенной

зависимости степени загрузки газопро-

вода от характеристики его переменного

режима.

В настоящее время политика цен

на нефть и газ основывается на том, что

эти богатства невозобновляемы и огра-

ниченны. В некоторых случаях находят

различные частные объяснения повыше-

нию цен на нефть или газ (например, цена

алжирской нефти отличается от таковой

остальных арабских стран вследствие

благоприятных географических условий,

пониженной плотности нефти и отсут-

ствия серы).

Анализ различных договоров на поставку

нефти и газа показывает, что при установ-

лении на них цены принимают во внима-

ние различные факторы: политические,

экономические, географические, а также

физические свойства углеводородов.

Но при этом конкретно (количественно)

не учитывают технологические особенно-

сти эксплуатируемых газотранспортных

систем, в первую очередь диктуемые пе-

риодическим характером газопотребления.

Для решения этой проблемы необходимо

исходить из себестоимости транспорти-

руемого сырья (кост-плюс) и при этом

учитывать сметную стоимость сооружения

и эксплуатации систем, выравнивающих

периодические колебания производи-

тельности газопровода (ПХГ, буферные

емкости и т. д.). В случае недостаточных

объемов упомянутых систем предлага-

ется устанавливать переменные цены

на углеводородное сырье в зависимости

от установившегося характера периоди-

ческих колебаний производительности

газопровода, определяемого показателем

β и достигнутым объемом ПХГ.

Предлагается зависимость, по ко-

торой вводятся дифференцированные

цены на углеводородное сырье, опреде-

ляемые характеристикой периодических

колебаний производительности газо-

провода и сезонного газопотребеления;

при этом переменные цены для месяцев

теплой (Цmin

) и холодной (Цmax

) половин

года будут определяться по следующим

формулам:

Цmin

= tg(7,5n)Цm

(1 – β);

Цmax

= tg(7,5n)Цm

(1 + β), (4)

где Цm

– средняя установленная цена транс-

портировки углеводородного сырья; n = 1,

2, …, 6 – порядковый номер месяца теплой

Характеристика переменного режима газопровода

Средний коэффициент загрузки энергопривода КС

Относительное изменение интегральных затрат КС

0,30 0,59 –0,13

0,25 0,64 0

0,20 0,71 0,15

0,15 0,78 0,28

0,10 0,85 0,38

0,05 0,94 0,50

Влияние периодических колебаний производительности газо-проводов на технико-экономические показатели КС

Примечание. Знак «–» характеризует повышение удельных технико-экономических показателей КС.

Характеристика β ..................................................................................................0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0Удельные капвложения k, % .......................................................................23,2 20,1 18,8 13,3 9,3 4,6Коэффициент загрузки газопровода Е ................................................0,77 0,8 0,83 0,91 0,95 –


или холодной половины года как множитель

при тангенсе угла, равного 7,5°.

Для определения рациональных объемов

ПХГ VПХГ

, необходимых для выравнивания ко-

лебания производительности газопровода,

предлагается следующая зависимость

VПХГ

= Qmax

– Qm

= (1 + β)Qm

, (5)

где Qmax

– максимальная производитель-

ность газопровода; Qm

– средняя произ-

водительность газопровода за отчетный

период.

Так, принимая во внимание отмеченные

технологические особенности газопрово-

дов, предлагаются зависимости цены на газ

и объемов ПХГ от переменного режима

работы газопровода β (рис. 1). В условиях

договорных цен на газ и ориентирования

их на мировой рынок шкала переменных

цен может быть смещена в сторону удоро-

жания. Можно предложить другие варианты

переменных цен. В качестве следующего

варианта, например, можно предусмотреть

средние цены со сдвижкой на диаграмме

в один месяц.

Вопросы установления цен на энерго-

ресурсы – сложная технико-экономическая

проблема, непосредственно связанная

с технологическим производством. Следует

разделить два подхода при установлении

тарифов на электроэнергию (ЭЭ): для бюд-

жетной и внебюджетной сфер.

Цены на ЭЭ для внебюджетной сферы

должны определяться на коммерческой

основе в соответствии с принципами конку-

рентной борьбы. И в этом случае они могут

расти и достигать мировых цен, подвергать-

ся известным колебательным процессам

в соответствии с рынком. В бюджетной

сфере цены на энергоресурсы должны быть

не рыночные, а незначительно отличаться

или приближаться в основном к себестои-

мости производства.

Большая часть населения нашей стра-

ны относится к бюджетной сфере. Здесь

следует исходить из социальных принци-

пов, основанных на этике отношений. Так,

сложная ситуация сложилась в стране при

установлении цен на ЭЭ и природный газ.

Если цены на природный газ более при-

емлемы для социальной сферы, то почему

цены на ЭЭ непрерывно растут? Почему

для некоторых производств (например,

металлургическое, алюминиевое) цены

на природный газ не доходят до приемле-

мых рыночных цен? А цены на их продук-

цию достигают максимальных рыночных.

Данные исследования были инициированы

ОАО «Газпром» в связи с необходимостью

расплаты природным газом за потребляе-

мую продукцию сторонних производств,

например расплаты природным газом

за расходуемую ЭЭ от словацкой ТЭЦ для

привода электроприводных газоперека-

чивающих агрегатов (ЭГПА) на КС Велко-

Капушаны (Словакия) [3].

Приведем методику расчета эквива-

лентной доли газа за электроэнергию,

потребляемую на электроприводных КС

для транспорта газа по газопроводу. Эта

методика разработана на примере КС Велко-

Капушаны. Расчет предлагается вести двумя

способами: словацкой стороной – на базе

гипотетической тепловой электростанции

(ТЭС) и российской стороной – на базе

гипотетической ГТУ. Наряду с различиями

при выборе базового топлива, технико-эко-

номических показателей электростанций,

сетей и различных устройств отмеченные

способы имеют общий подход в расчете,

основанный на определении потребляемой

электрической мощности ЭГПА.

Предлагаемый метод базируется на по-

тенциальной работе сжатия газа на КС ГТС

с учетом потерь в реальном процессе. При

этом расчеты ведутся на основании опре-

деления доли транспортируемого газа,

расходуемого на собственные нужды при

газотурбинном приводе. Основной состав-

ляющей расхода газа на собственные нужды

является топливный газ. Прочие виды рас-

хода газа на КС по известным в литературе

данным представляют довольно стабильную

величину и составляют небольшую долю

от топливного газа – для рассматриваемого

случая 5 % (коэффициент, учитывающий

прочие виды расхода газа на КС помимо

расходов топливного газа Кпр

= 1,05).

Из термодинамических соотношений

по ГПА КС [2] относительная доля транспор-

тируемого газа, идущего на собственные

нужды, определится следующим соотно-

шением

b = Кпр

w/ηQнр

, (6)

где w – удельная потенциальная работа сжа-

тия; Qнр

– низкая рабочая теплота сгорания

природного газа (согласно техническим

условиям Qнр

= 50 056 кДж / м3); η – общий

КПД, учитывающий потери энергии от ис-

точника выработки (в нашем случае это

тепловые электростанции) до источника

ее потребления (ЭГПА КС).

КПД передачи энергии от ТЭС, рас-

пределительных сетей, электродвигателя

к центробежному нагнетателю природного

газа на КС ГТС:

η = ηТЭС

ηпов

ηЛЭП

ηпон

ηсет

= 0,34 · 0,97 · 0,97 х

х 0,97 · 0,80 = 0,24,

где ηТЭС

, ηпов

, ηЛЭП

, ηпон

, ηсет

– КПД соответ-

ственно ТЭС, повышающего трансформато-

ра, линии электропередачи, понижающего

трансформатора, потребительской электро-

сети (численные значения различных КПД

приняты как средние значения по данным

Энергосетьпроекта).

При принятых усредненных значениях

показателей для транспорта газа с по-

мощью КС с ЭГПА, электростанций и се-

тей для их снабжения электроэнергией

относительная доля транспортируемого

Рис. 1. Диаграммы цен на углеводородное сырье Ц с учетом цены на транспорт Ц

m (сплошные ли-

нии), объема ПХГ VПХГ

и средних транспортируе-мых объемов Q

m (пунктир) в зависимости от пе-

ременного режима работы β трубопровода.Средние цены на углеводородное сырье: 0 – за год; 1 – в декабре, январе; 2 – в ноябре, феврале; 3 – в марте, октябре; 4 – в апреле, сентябре; 5 – в мае, августе; 6 – в июне, июле

53


газа на собственные нужды ТЭС b в тече-

ние расчетного периода в зависимости

от соотношения давлений в процессе

компримирования газа (ε – среднее зна-

чение напорной характеристики КС ГТС,

ε = p2/p

1) приведена ниже.

ε .............. 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6b, % ....... 1,06 2,04 2,95 3,80 4,59 5,34

Приведенные значения b предлагаются

в качестве эквивалента взамен расходуемой

электроэнергии.

С учетом стоимостных показателей

на электроэнергию в районе КС Велко-

Капушаны удельный денежный эквива-

лент (отнесенный к объему потребляемой

энергии) на амортизацию и обслуживание

электростанции и сетей с учетом потерь

в ЛЭП не превышает 10 % стоимости, свя-

занной с расходом топлива на ТЭС с блоками

единичных мощностей до 300 и 500 МВт

(при удельном расходе топлива 315–335 т

у. т / (кВт·ч)).

Относительная доля транспортируемого

газа, являющаяся эквивалентом количе-

ства расходуемой электроэнергии на КС

Велко-Капушаны с учетом амортизации

и обслуживания электростанции, распре-

делительных сетей и потерь в ЛЭП (10 %

от топливного газа), а также амортизации

и обслуживания потребительских элек-

тросетей, электроприводных агрегатов,

включая зарплату работников, материалы

и т. д. (30 % от расходов на эквивалентную

энергию по РТМ-1035–87) Δb в зависимо-

сти от ε приведена ниже.

ε ...... 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6Δb ... 0,1484 0,2856 0,4130 0,5320 0,6426 0,7476

Согласно показаниям счетчика по КС

Велко-Капушаны за год суммарный рас-

ход электроэнергии ЭГПА, работающих

на КС газопровода диаметром 1400 мм,

составил 237,4 млн кВт·ч, среднесуточный

расход электроэнергии – 648,63 тыс. кВт·ч,

часовой – 27,03 тыс. кВт·ч.

Для газопровода диаметром 1400 мм

с гидравлической эффективностью 0,9,

с максимальным рабочим давлением

7,5 МПа при относительной плотности га-

за по воздуху 0,6 пропускная способность

составляет 85 млн м3 / сут. Исходя из этого

эквивалентная доля газа для возмещения

расходов, связанных с потреблением энер-

гии для работы ЭГПА на КС Велко-Капушаны,

Э будет в основном зависеть от количества

транспортируемого газа, степени сжатия

на КС и величины потребляемой энергии.

Результаты расчета величины Э приведе-

ны ниже.

ε ....................... 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6Э, тыс. м3// (МВт·ч) ...... 194,4 374,1 541,0 696,9 841,8 971,9

Для сравнения приведем суточную долю

количества газа, эквивалентную расхо-

дуемой электрической энергии, рассчи-

танную по методикам: ВНИПИтрансгаза –

296 м3 / (МВт·ч); ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при

КПД ГТУ, равном 29 %, – 370 м3/( МВт·ч) и

при КПД ГТУ, равном 28 %, – 397 м3 / (МВт·ч);

словацкой методике – 566 м3 / (МВт·ч).

На основании представленных результа-

тов расчетов получены численные значения

цены 1 МВт·ч электроэнергии, выработанной

на ТЭС в зависимости от эквивалентной доли

газа, транспортируемый за расходуемую

электроэнергию, цены на газ и среднего

Рис. 2. Цена на электроэнергию в зависимости от напорной характери-стики газопровода при различной эквивалентной доле транспортируе-мого за расходуемую электроэнергию газа, м3 /(МВт·ч):1 – 194,4; 2 – 374,1; 3 – 541,0; 4 – 696,9

Рис. 3. Цена на электроэнергию в зависимости от эквивалентной доли газа, транспортируемой за расходуемую электроэнергию при раличной напорной характеристике


значения напорной характеристики КС ГТС.

Анализ полученных результатов следует

из графиков (рис. 2 и 3).

Из рассмотрения графиков следует,

что рост цен на природный газ от 100

до 400 долл / тыс. м3 (или от 3 до 12 тыс.

руб / тыс. м3 при принятом курсе 1 долл. =

30 руб.) повысит цену на электроэнергию

ТЭС и других промышленных потребителей

при невысоких значениях напорной харак-

теристки КС ГТС, в среднем ε =1,2, от 40

до 160 долл / (МВт·ч). С ростом напорной ха-

рактеристики КС ГТС, например, от 1,2 до 1,4,

цена на электроэнергию возрастет на 87,5 %,

и при увеличении цен на природный газ от 100

до 400 долл/ тыс. м3 этот рост составит от 70

до 240 долл/( МВт·ч). Если в первом случае при

ε = 1,2 цена на электроэнергию увеличится

в 4 раза, то во втором – в 3,4 раза.

По предлагаемой методике суточная

доля эквивалентного количества газа

за расходуемую электроэнергию устанав-

ливается в зависимости от сезона года

и среднего значения степени сжатия га-

за на КС за рассматриваемый отчетный

период, т. е. в зависимости от условий,

определяющих режим работы агрегатов

и влияющих на себестоимость транспорта

газа. Так, при одноступенчатом сжатии газа

и среднем значении степени сжатия ε = 1,2

эквивалентная доля газа за расходуемую

электроэнергию в 1 МВт·ч будет составлять

374 м3. При двухступенчатом сжатии газа

на КС, т. е. при ε =1,4, эта величина может

превысить 600 м3.

Если показатели КС и ТЭС с распреде-

лительными сетями и ЛЭП изменятся, то

газовый эквивалент электроэнергии необ-

ходимо пересчитать на основе изменения

технико-экономических показателей от-

дельных элементов системы электропере-

дачи и электропотребления. Несомненно,

для каждого региона эквивалентная доля

газа за расходуемую ЭЭ, а также технико-

экономические показатели, рассчитанные

и принятые в приведенном примере, будут

иметь различные значения.

Настоящая работа может быть использо-

вана при установлении правил определения

тарифов на электроэнергию и предельно

допустимых уровней этих тарифов. В слу-

чае теплофикации расчеты эквивалентной

доли газа за отпускную тепловую энергию

и тарифов на тепловую энергию проводятся

аналогично приведенной методике. При

этом в утвержденные тарифы на базе дан-

ной методики соответствующие федераль-

ные органы могут внести свои коррективы

с учетом, например, социального фактора

для определенной категории и регионов.

Далее методика подсчета тарифов на ЭЭ

и принятые федеральными органами

коррективы должны быть опубликованы

для ознакомления и принятия широким

кругом населения и соответствующими

специалистами вневедомственного под-

чинения.


1. Кисленко Н. А. Ценообразование на газ // Газовая

промышленность. – 2011. – № 4. – С. 6–7.

1. Микаэлян Э. А. Техническое обслуживание энерготех-

нологического оборудования, газотурбинных газопе-

рекачивающих агрегатов системы сбора и транспорта

газа. Методология, исследования, анализ и практика. –

М. : Топливо и энергетика, 2000. – 304 с.

2. Микаэлян Э. А. Эксплуатация газотурбинных газо-

перекачивающих агрегатов КС газопроводов. – М. :

Недра, 1994. – 304 с.


Корр. – В последнее время при оценке

результативности российской науки исполь-

зуются показатели числа научных публикаций

и их цитируемости. Какое место на основа-

нии этих данных занимает Россия в рейтинге мировой

науки? Насколько это место соответствует реальному

положению дел?

В.М. – Наукометрия родилась в 60-е гг. прошлого века.

Ее создатели – два выдающихся человека: доктор Юджин

Гарфилд, которому принадлежит идея использования

научных ссылок и Указателя научных ссылок – Science

Citation Index (SCI), и наш соотечественник,

профессор В.В. Налимов. Юджин Гарфилд

предупреждал, что «SCI – это только инстру-

мент оценки, а любой инструмент от кувалды

до атомной энергии должен использоваться

разумно». Библиометрические показатели нель-

зя абсолютизировать, а окончательный вердикт

работы ученого остается за экспертами в данной

области знания.

В настоящее время в расширенной версии базы

данных (БД) SCI содержатся ежегодно библио-

графические описания 1,2 млн статей и 30 млн

содержащихся в них ссылок из 8,7 тыс. наиболее

информационно значимых научных журналов

мира по естественным наукам и технике. Такие

колоссальные объемы информации являются статисти-

чески надежными при оценке тенденций мировой науки

и науки отдельных стран, регионов и организаций. При

оценке вклада индивидуального исследователя нужно

быть крайне осторожным. Вклад исследователя в науку

складывается из многих элементов, сюда входят: число

публикаций, анализ частоты цитируемости публикаций,

импакт-фактор научного журнала, в котором они были

опубликованы, количество полученных отечественных

и международных грантов, участие в международном

научном сотрудничестве, состав редколлегий научных

журналов. Именно совокупность показателей должна быть

положена в основу оценки деятельности исследователя.

Наиболее широко используемым инструментом для

выполнения библиометрических исследований в настоя-

щее время служат БД компании Thomson Reuters, которая

приобрела созданный Ю. Гарфилдом Институт научной

информации США. В 2005 г. эта компания создала и раз-

местила в Интернете коммерческую информационную

платформу «База знаний» – Web of Knowledge (WoK),

в состав которой в настоящее время входят БД «Паутина

знаний» – Web of Science (WoS) и две аналитические

БД: «Основные показатели науки» – Essential Science

Indicators (ESI) и «Указатель цитируемости журналов» –

Journal Citation Reports (JCR). БД WoS включает расши-

ренную версию указателей цитированной литературы

по естественным наукам и технике – Science Citation

Index-Expanded (SCI) и по общественным наукам – Social

Science Citation Index-Expanded (SSCI). В 2005 г. в ком-

пании была разработана специальная аналитическая

система Research Analysis, позволяющая с помощью

простого алгоритма поиска получать распределения

данных по странам, организациям, областям знаний,

журналам и т. д. (для массива, содержащего не более

100 тыс. библиографических записей). Новая версия

Web of Knowledge.5 предоставляет дополнительные

возможности по автоматической сортировке массива

публикаций в целях выявления наиболее цитируемых

работ, а также по вычислению индекса Хирша независимо

от объема исследуемого массива. Отечественной науке

до сих пор принадлежат лидирующие позиции в области

физики и астрономии, математики, материаловедения

и науки о Земле. Доля российских публикаций в мировой

науке снижалась начиная с 1993 г. и стабилизирова-

лась только начиная с 2007 г. За период с 2005–2009 гг.

по сравнению с периодом 1996–2000 гг., по статистике

БД WoS, цитируемость отечественных статей выросла

на 50,8 %.

Здесь важно отметить, что работы российских ученых

сегодня оцениваются исключительно по англоязычной

базе данных, куда попадает лишь отечественная научная

элита, вершина айсберга, а львиная доля российской

науки остается за кадром. Страна, которая имеет силь-

ную науку, должна оценивать ее не только по американ-

К использованию формальных научных показателей нужно подходить разумноО применении библиометрических исследований для оценки состояния и развития науки рассказывает

заведующая отделением Всероссийского института научной и технической информации РАН, доктор педа-

гогических наук Валентина Александровна Маркусова.

В. А. Маркусова

57

ской базе данных, но и по отечественной.

К сожалению, отечественный указатель

научного цитирования РИНЦ не может слу-

жить достоверным свидетельством роли

отечественной науки в мировой. Следует

отметить, что при использовании пока-

зателей количества научных публикаций

и цитирования необходимо принимать

во внимание следующее:

• Россия как самостоятельное государ-

ство учитывается в зарубежной базе данных

научных публикаций (БД ISI) лишь с 1993 г.,

а процесс цитирования является кумуля-

тивным;

• язык публикации оказывает существен-

ное влияние на ее цитируемость. Несмотря

на фантастический скачок Китая по числу

опубликованных работ (второе место в мире

с 2006 г.), средняя цитируемость одной

китайской статьи незначительно отличается

от средней цитируемости статьи из России,

Индии или Бразилии;

• в 2000–2009 гг. около 50 % статей отече-

ственных авторов было опубликовано в наи-

более престижных иностранных научных

журналах, что свидетельствует о высоком

уровне науки России и ее интеграции в миро-

вую науку (данные анализа числа российских

статей в БД SCI и БД JCR);

• показатели по России в целом автоматиче-

ски переносятся на РАН (несмотря на то, что

основная доля научного персонала и затрат

на науку приходится на отраслевой сектор

науки);

• показатели числа научных публикаций

и цитируемости не соотносятся с уровнем

затрат на науку (хотя ранее ЦЭМИ РАН разра-

ботал соответствующую методику, расчеты

по которой показывают истинное место

России среди развитых стран);

• имеются методические погрешности

в оценке числа исследователей (так,

используемая Минобрнауки России чис-

ленность исследователей России при

расчете по полной занятости full-time

equivalent почему-то превышает номи-

нальную численность исследователей by

heads в 1,2 раза, тогда как у всех стран

имеется обратное соотношение, в част-

ности у стран с переходной экономикой

этот показатель не выше, а ниже почти

в 1,7 раза), методические погрешности,

приводящие к значительным ошибкам

в выводах, характерны и для зарубежных

исследователей.

Корр. – Что можно сказать о влиянии резуль-

татов библиометрических исследований

на политику власти в области науки?

В.М. – Библиометрическое исследование

предполагает количественный анализ биб-

лиографических данных, содержащихся

в потоках и массивах публикаций. Объек-

тами изучения здесь являются публикации,

сгруппированные по различным признакам:

авторам, журналам, тематическим рубрикам,

странам и т. п. В настоящее время библио-

метрия используется как один из ключевых

количественных инструментов для мони-

торинга развития научных направлений.

Библиометрические данные используются

и для оценки эффективности инвестиций

в науку. Так, во многих странах универси-

теты и исследовательские организации

для получения грантов должны представить

библиометрические сведения, в том числе

данные о научной продуктивности (число

статей, уровень цитируемости). Эти данные

помогают также принимать решения о том,

в каких направлениях должны развиваться

научные исследования, сопоставить позиции

научно-исследовательской организации,

университета с другими аналогичными

учреждениями. Известная американская

поговорка «Публикуйся или погибнешь»

произошла от того, что число опублико-

ванных статей служит значимым фактором

для продвижения по служебной лестнице

преподавателей университетов. Лауреат

Нобелевской премии академик В. Л. Гинзбург

отмечал, что «необходимое условие успехов

в научной работе, а конкретно – в обес-

печении международного признания этих

успехов, – своевременная публикация этих

работ и поддержка лучших из них».

Сведения о количестве опубликованных

работ (научная продуктивность) и их цити-

руемости можно получить при поиске в БД

«Паутина знаний» – Web of Science (WoS).

В 2008–2009 гг. на долю РАН ежегодно при-

ходилось свыше 52 % статей, а доля всех

университетов и вузов России не превы-

шала 25 % (из них доля МГ – около 11 %,

доля СПбГУ – 3,7 %.). От 30 до 70 % всех

публикаций ведущих региональных универ-

ситетов были подготовлены при сотрудни-

честве с институтами РАН. Поэтому «слухи»

об активной научной деятельности вузов,

мягко говоря, преувеличены. Сложившаяся

в СССР и унаследованная Россией структура

науки не может быть искусственно пере-

сажена в университеты. Низкие рейтинги

отечественных университетов в мировых

рейтингах, в значительной части основан-

ных на библиометрических показателях,

подтверждают этот факт.

Корр. – Может ли, по Вашему мнению,

цитируемость научных публикаций являться

косвенной характеристикой профессио-

нального уровня автора? Существует ли

практика использования подобных данных

при подборе сотрудников?

В.М. – Область знания оказывает силь-

ное влияние на показатели цитируемости.

Например, средняя статья по математи-

ке цитируется в десять раз меньше, чем

средняя статья по молекулярной биологии

и генетике. В России самой высокой цити-

руемостью обладают статьи по физике.

Это отражает традиционные достижения

советской и отечественной науки. Значи-

тельное влияние на цитируемость автора

оказывает выбор научного журнала для

опубликования результатов исследова-

ния, т. е. импакт-фактор научного журнала.

Практически невозможно получить зару-

бежный грант, если работы соискателей

не были опубликованы в журналах с высо-

ким импакт-фактором. Среди российских

журналов наиболее высокий импакт-фактор

имеет журнал «Успехи физических наук».

Высокие импакт-факторы имеют и наши

журналы по наукам о Земле. Сведения

об импакт-факторах научных журналов

можно получить из БД JCR, которая обнов-

ляется ежегодно.

В апреле 2010 г. были анонсированы и в сен-

тябре 2010 г. были распределены 40 мега-

грантов Правительства РФ (150 млн долл.

каждый грант) для государственной под-

держки научных исследований, проводи-

мых в российских вузах под руководством

ведущих ученых мира. При их распределении

существенная роль уделялась индивиду-

альной цитируемости соискателя, которая

определялась по индексу Хирша. Всего

на мегагранты Правительство России выде-

лило на 3 года 12 млрд руб.

Е. Г. Остроумова (ООО «Газоил пресс»)


Энергоемкость внутреннего валового

продукта России в несколько раз вы-

ше соответствующего показателя ве-

дущих стран мира: в 4 раза выше, чем в США,

в 3,6 раза выше, чем в Японии, в 2,5 раза вы-

ше, чем в Германии. Резервы экономии энер-

горесурсов в России составляют 40–50 %

от уровня потребляемых топлива и энергии.

Необходимость повышения энергоэффек-

тивности признана на всех уровнях управ-

ления экономикой. В настоящий момент

разработана и реализуется Федеральная

целевая программа «Энергоэффективная

экономика». Проблема энергосбережения

и повышения энергоэффективности может

быть частично решена путем расширения

использования альтернативных или возоб-

новляемых источников энергии.

Анализ современного состояния освое-

ния ВИЭ показал, что в мире имеет место

опережающий рост их использования

по отношению к традиционным источникам

энергии. Ежегодные темпы роста установ-

ленной мощности энергоустановок на базе

ВИЭ в мире оцениваются в десятки процен-

тов в год и на порядок превышают средние

темпы развития традиционной энергетики.

Во многих странах реализуются планы дове-

дения к 2020 г. доли ВИЭ в энергобалансах

до уровня 15–20 % и выше.

В России на базе ВИЭ ежегодно вы-

рабатывается около 8,5 млрд кВт·ч элек-

трической энергии, что составляет менее

1 % совокупного объема вырабатываемой

электроэнергии. Общая мощность электро-

генерирующих установок и электростанций,

использующих ВИЭ, составляет 2200 МВт

(табл. 1).

Несмотря на незначительный объем

производства энергии на базе ВИЭ, Россия

обладает большим ресурсным потенциалом

использования этих ресурсов. Проведен-

ные исследования позволили подсчитать

эксплуатационные запасы и прогнозные

ресурсы геотермальных вод, оценить

валовой, технический и экономический

потенциалы солнечной, ветровой энергии

и ресурсов биомассы в России. В табл. 2

даны сводные показатели ресурсного по-

тенциала основных видов ВИЭ и потенциал

газозамещения. Для сравнения приведем

следующие данные: добыча природного

топлива за 2008 г. – всего 1628 млн т у. т.,

в том числе нефти и газового конденсата –

722 млн т у. т., природного газа – 700 млн

т у. т., угля – 206 млн т у. т.

Результаты проведенных исследований

свидетельствуют, что основные виды ВИЭ

имеют высокий потенциал роста и могут

существенно сэкономить органическое

топливо. В настоящее время производство

ВИЭ составляет 20,36 млн. т у. т / год, или

2,91 % от добычи природного газа. При

условии эффективного использования эко-

номического потенциала геотермальной,

солнечной, ветровой энергии и биомассы

уже в среднесрочной перспективе возможно

дополнительно получить 197,6 млн т у. т / год

энергии, что эквивалентно замещению

28,2 % объема добычи природного газа.

Для реализации потенциальных ре-

сурсов ВИЭ необходимы разработка

и реализация государственной програм-

мы, включающей комплекс мероприятий

по стимулированию инвестиций в создание

энергопроизводств на базе нетрадицион-

ных и возобновляемых источников энергии.

Мировой опыт освоения ВИЭ показывает,

что спрос на возобновляемую энергию бы-

стрее всего растет в странах, сделавших

ее использование одним из приоритетов

национальной энергетической политики.

Государственная поддержка является

важнейшим условием повышения уров-

УДК 620.91

Перспективы освоения возобновляемых источников энергии в РоссииМ.А. Омаров, Р. А. Саркаров, С. И. Белан, Н. М. Гусейнов (ООО «НПЦ Подземгидроминерал»)

Анализ современного состояния освоения возобновляемых источников энергии

(ВИЭ) в мире и России и оценка ресурсного потенциала геотермальной, солнечной,

ветровой энергии и биомассы определяют перспективы расширения их исполь-

зования. Установлено наличие высокого потенциала экономии органического

топлива за счет использования ВИЭ и предложены мероприятия по развитию

энергопроизводств на базе ВИЭ.

Таблица 1

Основные показатели производства энергии на базе ВИЭ в России

Виды ВИЭ Доля ВИЭ в совокуп-ном производстве энергии, %

Установленная мощность, МВт

Объем производства, млрд кВт·ч

Малые ГЭС (до 25 МВт) 0,33 683,0 2,8

Энергия ветра 0,001 16,5 0,0097

Энергия солнца 0,000002 0,02 0,00002

Энергия приливов – 1,5 –

Геотермальная энергия 0,05 76,5 0,4

Биомасса/биогаз 0,62 1413,0 5,2

Примечание. Источник: Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике.

59

н а у к а и п р о г р е с с

Таблица 2

Сводные показатели ресурсного потенциала ВИЭ и возможного объема газозамещения

Примечание. В скобках даны значения по разведанным геотермальным месторождениям.

Вид ресурса

Потенциал, млн т у. т.Потенциал замещения природного газа источниками ВИЭ, в % к газопотреблению за 2010 г.

Гидрогео-термальная энергия

Солнечная энергия

Ветровая энергия

БиомассаГидрогео-термальная энергия

Солнечная энергия

Ветровая энергия

Биомасса

Валовой 12 600 000 2 205 400 886 256 467,56 – – – –

Технический 11 868,7 (3,86) 9675,6 2215,6 140,45 1695,5 (0,6) 1382,2 316,5 20,1

Экономический 114,9 (0,97) 2,5 11,1 69,07 16,4 (0,3) 0,36 1,59 9,9

Используемый 0,35 (0,25) 0,004 0,006 20,0 0,1 (0,04) 0,001 0,001 2,86

ня инвестиционной привлекательности

отрасли.

Принятие поправок в Федеральный за-

кон «Об электроэнергетике» явилось пер-

вым шагом к созданию нормативной базы

освоения ВИЭ, способствовало созданию

институциональных условий функциониро-

вания рынка и повышению инвестиционной

привлекательности отрасли.

Важным для развития рынка ВИЭ доку-

ментом является принятый в 2009 г. Закон

«Основные направления государственной

политики в сфере повышения энергетиче-

ской эффективности электроэнергетики

на основе использования возобновляемых

источников энергии на период до 2020 го-

да». В нем установлено увеличение объема

производства тепловой энергии на ос-

нове использования ВИЭ с 263,34 млн

ГДж в 2010 г. до 505,78 млн ГДж в 2020 г.

Для достижения прогнозного объема по-

требления ВИЭ планируется ввод с 2010

по 2020 г. генерирующих объектов (малые

ГЭС, ветроэлектрические станции, при-

ливные электростанции, геотермальные

электростанции, тепловые электростанции

на биомассе и прочие виды электроуста-

новок) с суммарной установленной мощ-

ностью до 25 ГВт.

В некоторых регионах приняты соб-

ственные законы, регулирующие приме-

нение ВИЭ и определяющие особенности

местной энергосберегающей деятель-

ности. Существуют также региональные

программы развития отдельных отраслей

альтернативной энергетики: в Красно-

дарском крае – солнечной, в Мурманской

обл. – ветряной и др. В Республике Даге-

стан разрабатывается целевая программа

по развитию ВИЭ до 2020 г.

Разработана и утверждена Правитель-

ством Российской Федерации Энерге-

тическая стратегия России на период

до 2030 года, в которой предусмотрен ряд

мероприятий по развитию энергопроиз-

водств на базе ВИЭ:

• развитие технологий использования воз-

обновляемых источников энергии, а также

многофункциональных энергетических

комплексов для автономного энергообес-

печения потребителей в районах, не под-

ключенных к сетям централизованного

энергоснабжения;

• освоение эффективных технологий се-

тевого электро- и теплоснабжения на базе

возобновляемых источников энергии;

• отработка технологий комбинированного

использования возобновляемых источников

энергии, а также технологий компенсации

неравномерности выдачи мощности гене-

рирующими объектами на основе энергии

ветра и приливов;

• разработка и освоение технологий при-

менения современных материалов при

производстве оборудования и компонентов

для генерирующих объектов на базе воз-

обновляемых источников энергии в целях

снижения стоимости их строительства

и повышения эффективности функциони-

рования;

• расширение производства и использо-

вания новых видов топлива, получаемых

из различных видов биомассы.

Согласно Энергетической стратегии

к 2030 г. прогнозный объем производства

электроэнергии на базе ВИЭ составит

не менее 80–100 млрд кВт·ч/год.

Для реализации поставленных страте-

гических целевых показателей в области

освоения возобновляемых источников энер-

гии необходимо разработать и реализовать

с участием Министерства природных ресур-

сов РФ, Министерства образования и науки

РФ, Министерства топлива и энергетики РФ

и ведущих энергетических компаний (ОАО

«Газпром», ОАО «Русгидро» и др.) програм-

му развития возобновляемых источников

энергии на федеральном, региональном

и отраслевом уровнях.

Ближайшей целью следует считать

исследование конкретных возможностей

повышения эффективности геотермального

производства на действующих предприя-

тиях. При этом необходимо в максимально

возможной степени использовать интенсив-

ные способы эксплуатации месторождения

(насосный и геоциркуляционный), осваивать

ликвидированные скважины нефтегазового

фонда и т. д. Для освоения геотермальных

ресурсов в целях газо- и энергосбержения

необходимо выполнить ряд первоочеред-

ных мероприятий по созданию объектов

геотермального производства:

• разработать генеральную схему освое-

ния геотермальных ресурсов, программы

реконструкции и создания геотермальных

производств;

• переоценить и подсчитать эксплуатаци-

онные запасы геотермальных вод перспек-

тивных месторождений с последующей

защитой в ГКЗ РФ;

• составить проекты разработки и обу-

стройства перспективных геотермальных

месторождений;

• осуществить предпроектные работы,

включая разработку обоснований инвести-

ций в создание объектов геотермального

производства;

• разработать проекты строительства объ-

ектов геотермального производства;


• создать условия для привлечения

инвестиций в создание объектов гео-

термального производства.

В целях расширения производства

на базе других видов ВИЭ необхо-

димо наладить выпуск автономных

энергоустановок: солнечных систем

энергоснабжения мощностью от 1

до 100 кВт; солнечных систем горя-

чего водоснабжения индивидуальных

потребителей, лечебно-оздоровитель-

ных предприятий, индивидуальных

котельных; ветроагрегатов, адаптиро-

ванных к условиям различных регионов

России; комбинированных ветро- и

гелиоустановок для использования

в качестве автономных или резерв-

ных источников энергии; биогазовых

комплексов, вырабатывающих элек-

тричество и тепло из отходов живот-

новодства и птицеводства, и др.

Реализация рассмотренных ме-

роприятий может в ближайшей пер-

спективе повысить эффективность

использования существующего эко-

номического потенциала основных

видов ВИЭ, сделать ВИЭ актуальным

резервом экономии газопотребления,

а в последующем – стратегическим

резервом в энергоснабжении регионов

Российской Федерации.

Развитие энергопроизводств на ба-

зе ВИЭ как альтернативы потребле-

нию органического топлива эконо-

мически эффективно и для ведущих

энергетических компаний России.

По нашим оценкам, использование

экономического потенциала ВИЭ

может сэкономить более 500 млрд м3

газа и принести примерно 300 млрд

руб. дополнительного дохода ОАО

«Газпром». В связи с этим развитие

возобновляемой энергетики должно

войти в зону внимания ОАО «Газпром»,

получить статус приоритетной научно-

технической проблемы, для решения

которой в рамках действующего управ-

ленческого механизма необходимо

сформировать соответствующую орга-

низационно-методическую базу.

УДК 622.276.012

Новое техническое решение по извлечению тяжелых нефтейЕ. В. Крейнин (ОАО «Газпром промгаз»)

В статье Р. С. Хисамова [1] поднят очень важный вопрос: как же вовлечь в топливно-

энергетический баланс (ТЭБ) страны тяжелые, высоковязкие нефти, неосвоенные

запасы которых весьма и весьма велики (мировые запасы оцениваются в 300–350

млрд т)? Предлагается новая термическая технология, основанная на сжигании

части углеводородного сырья на месте его залегания и прогреве всей залежи

горячими продуктами, сопровождающемся многократным снижением вязкости

исходной тяжелой нефти.

Коэффициент извлечения нефти (КИН)

на месторождениях ее высоковязких

разновидностей редко превышает

20–25 %. При этом в основной технологии

применяют тепловые методы воздействия

на залежь нефти с помощью нагнетания

в нее перегретого пара, горячей воды или

продуктов горения, генерируемых на по-

верхности [2, 3]. Для нагнетания внешнего

теплоносителя использовали вертикальные,

а в последнее время – горизонтальные

скважины.

Рис. 1. Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры ее нагрева

61


Согласно данным ОАО «Татнефть» для из-

влечения 1 т высоковязкой нефти расходуется

около 3 т пара, на генерирование которого

сжигается около 350–400 м3 природного газа

[1]. Энергозатратность этой тепловой техно-

логии очевидна, поэтому и ее экономическая

эффективность невысока. Нужны новые, более

эффективные технические решения.

ОАО «Газпром промгаз» предлагает одно

из таких решений, заимствованное из отече-

ственной технологии подземной газификации

углей [4]. Физическая суть предлагаемого

метода заключается в сжигании части тяжелой

нефти на месте ее залегания и использовании

полученных горячих дымовых газов для про-

грева всей залежи.

Согласно экспериментальным данным

(рис. 1) полулогарифмическая зависимость

вязкости нефти от температуры ее нагрева

представляется линейной [2]. При этом вяз-

кость нефти по мере нагрева снижается тем

быстрее, чем больше ее исходная величина.

На рис. 1 приведены данные по 15 видам нефти

(1–15) при нагреве их до 260 °С, максимальная

исходная вязкость характерна для нефти 1.

Таким образом, интенсивная добыча тя-

желых нефтей требует активного подвода

в ее залежь высокотемпературного тепло-

носителя. Эта задача с успехом может быть

реализована путем сжигания части нефти

непосредственно на месте ее естественного

залегания и использования образовавшихся

горячих продуктов горения (СО2, Н

2О и N

2) для

нагрева залежи.

На рис. 2 показан вариант такого термиче-

ского воздействия. Модуль включает соединен-

ные между собой вертикально-горизонтальную

и вертикальную скважины (см. рис. 2). В забое

вертикальной скважины воспламеняют нефть,

а при нагнетании воздуха в вертикально-гори-

зонтальную скважину очаг горения перемеща-

ется по горизонтальному буровому каналу на-

встречу потоку воздушного дутья. В результате

такого противоточного перемещения очага

горения осуществляется термическая прора-

ботка бурового канала и резко возрастает его

дренирующая способность.

Для теплового воздействия на всю залежь

высоковязкой нефти бурят серию параллель-

ных горизонтальных буровых каналов. Затем

каждый из них термически прорабатывают

по технологии, представленной на рис. 2.

Принципиальная схема предлагаемой

технологии термического воздействия на уг-

леводородную залежь показана на рис. 3.

Все горизонтальные каналы предварительно

термически проработаны по описанной тех-

нологии. На второй стадии технологии одна

часть модулей эксплуатируется в режиме

нагнетания воздуха и разогрева массива,

а другая – в добычном режиме нефти за-

метно пониженной вязкости.

Обе стадии новой термической техноло-

гии могут быть оптимизированы по основ-

ным параметрам разогрева залежи тяжелой

нефти (количество нагнетаемого воздуха

на горение углеводородного сырья, глубина

и скорость прогрева залежи). Разработанная

математическая модель позволяет осуще-

ствить такую оптимизацию [3, 4].

Рассмотренная новая термическая тех-

нология воздействия на нефтеносные пла-

сты имеет надежную инженерную основу,

заимствованную из технологии подземной

газификации углей. Она вполне управляема

и безопасна, в отличие от ранее применяе-

мого при добыче вязких нефтей метода

внутрипластового очага горения (ВДОГ).

Сжигая часть углеводородного сырья и про-

гревая продуктами сгорания нефтеносный

пласт, можно существенно понизить вязкость

тяжелой нефти, а следовательно, повысить

ее добычу при минимальных энергетических

и финансовых затратах. Подготовленность и ин-

женерная обеспеченность новой технологии

добычи вязких нефтей вполне достаточны для

ее опытно-промышленного опробования.

Нефтяные компании страны, имею-

щие запасы тяжелых нефтей и битумов

(ОАО «Газпром нефть», ОАО «Татнефть»,

ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ» и др.),

могут быть первыми в освоении новой тех-

нологии и этим самым начать интенсивную

и эффективную добычу трудноизвлекаемого

(сегодня) углеводородного сырья.

Список литературы1. Хисамов Р. С. Как достать тяжелую нефть // Газовая промыш-ленность. – 2011. – № 5. – С. 80–81.2. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повы-шения нефтеотдачи пластов. – М. : Недра, 1988. – 422 с.3. Крейнин Е. В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. – М. : ИРЦ Газпром, 2004. – С. 252–282.4. Крейнин Е. В. Новая термическая технология добычи вязких нефтей // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 73–75.

Рис. 2. Принципиальная схема модуля нового термического метода извлечения углеводородного сырья:1 – углеводородный пласт; 2 – вертикально-горизонтальная скважина; 3 – вер-тикальная скважина; 4 – горизонтальный буровой канал

Рис. 3. Принципиальная схема новой технологии термического воз-действия на углеводородную залежь:1 и 2– нагнетательные и добычные модули


Современное состояние систем до-

бычи газа (СДГ) характеризуется

длительными сроками их эксплуа-

тации; обеспечение эксплуатационной

надежности технологического оборудова-

ния в этих условиях становится все более

актуальной задачей.

Проблема надежности СДГ охватывает

широкий круг вопросов, таких как анализ

условий возникновения повреждений и раз-

работка мероприятий по их предотвраще-

нию, анализ фактического технического

состояния объектов ГДП и выбор эффек-

тивных способов повышения их надежности

и безопасности. В связи с этим становится

объективно необходимым создание средств

информационно-аналитической поддержки

задач, возникающих в период эксплуатации

объектов, прежде всего при проведении

технического диагностирования и контроле

технического состояния объектов в целях

определения возможности их дальней-

шей эксплуатации и оценки остаточного

ресурса.

Достоверная оценка надежности СДГ за-

нимает важное место в решении рассматри-

ваемой проблемы. Исходя из конструктивных

особенностей СДГ как сложной технической

системы, принимая во внимание то, что ГДП

относятся к опасным производственным

объектам, эффективным методом оценки

их надежности является вероятностный

анализ безопасности. С учетом того, что

трубы, изделия и технологическое оборудо-

вание по разным причинам имеют дефекты,

развивающиеся в ходе их эксплуатации,

техническое диагностирование объектов

добычи газа и оценка их технического со-

стояния являются необходимыми элемента-

ми обеспечения надежности СДГ. При этом

в целях исключения отказов оборудования

ГДП из-за роста дефектов до недопусти-

мых параметров требуется разработка

методов расчета труб на прочность и дол-

говечность с учетом фактического уровня

дефектности.

Оценка состояния объектов ГДП невоз-

можна без корректного построения вычис-

лительными средствами расчетных моделей

технологических объектов, средств ЭХЗ,

окружающей среды и ситуационной обста-

новки. Достаточную информацию для реше-

ния поставленной задачи можно получить,

только выполнив работы по технической

паспортизации объектов и технологического

оборудования СДГ, объединив полученные

при этом данные с пространственным опи-

санием этих объектов.

Разработанный ООО «Газпром газнадзор»

комплекс программ для автоматизации

принятия технических решений по резуль-

татам контроля технического состояния

объектов добычи газа (ППП_КОНТРОЛЬ_ГАЗ)

предназначен для поддержки процессов

принятия решений при оценке возможности

дальнейшей эксплуатации технологических

объектов ГДП на основе результатов техни-

ческого диагностирования. Многоцелевой

программный комплекс позволяет произ-

водить оценку качества выполнения работ

по техническому диагностированию объ-

ектов с использованием автоматизирован-

ной базы данных нормативно-технических

документов (НТД) и принимать решения

о выполнении требований отраслевых НТД

и Государственных стандартов РФ на основе

результатов полнотекстового поиска. Опре-

деляются прочностные характеристики,

а также производится оценка остаточного

ресурса технологических трубопроводов

с использованием выбранных в качестве

допустимых методик и выполняется сопо-

ставление полученных результатов.

Также может быть выполнена процедура

оценки относительного риска эксплуатации

технологических трубопроводов, резуль-

таты которой можно использовать для

формирования программы выполнения

ремонтных работ.

Для оценки риска авторами разрабо-

тана иерархическая система критериев.

Входящие в состав системы критерии объ-

УДК 546.221

Информационно-аналитическая система контроля технического состояния объектов добычи газа Астраханского ГКМВ. Н. Медведев, Ф. Г. Тухбатуллин, А. Б. Докутович, В. Д. Шапиро, А. Е. Андреев,

В. Г. Лим, А. Г. Винокурцев (ООО «Газпром газнадзор»)

В статье рассмотрены вопросы оценки состояния объектов газодобывающего

предприятия (ГДП). Описана функциональная структура разработанной инфор-

мационно-аналитической системы (ИАС), предназначенной для оценки воз-

можности дальнейшей эксплуатации технологических объектов ГДП на основе

экспертных оценок и результатов технического диагностирования. Приведена

схема многокритериального анализа приоритетов объектов для планирования

очередности капитального ремонта.

63


единены в тематические группы. ППП_КОН-

ТРОЛЬ_ГАЗ обеспечивает организацию

ввода, хранения, корректировки описания

технологических объектов ГДП, а также

экспертных оценок.

Комплекс программ обеспечивает под-

держку специализированной базы данных

НТД, допускающей добавление новых

текстов НТД, представленных в различ-

ных форматах, их корректировку, индек-

сирование, а также предусматривающей

использование интеллектуальных средств

полнотекстового поиска.

Комплекс программ может применяться

специалистами ГДП отрасли, занимающи-

мися вопросами эксплуатации технологи-

ческого оборудования. Результаты решения

задачи могут быть использованы произ-

водственным персоналом ООО «Газпром

газнадзор» и ГДП для оценки состояния тех-

нологического оборудования по результатам

технического диагностирования.

Точность оценки технического состояния

оборудования зависит от полноты статисти-

ческого материала и достоверности пре-

доставленных экспертами критериальных

оценок. В предложенные авторами модели

оценки технического состояния и экспертной

оценки относительного риска эксплуатации

технологических трубопроводов могут быть

внесены уточнения, зависящие от особен-

ностей конкретного предприятия.

Комплекс программ, в соответствии

с выполняемыми функциями, решает сле-

дующие задачи (рис. 1):

• создание и ведение базы данных по техно-

логическому оборудованию предприятия;

• сбор и обработка информации о резуль-

татах технического диагностирования;

• ведение базы данных НТД и научных

публикаций в области добычи газа и тех-

нического диагностирования;

• полнотекстовый информационный поиск

в базе данных НТД;

• оценка дефектов технологического обо-

рудования по результатам технического

диагностирования;

• ранжирование технологических трубо-

проводов по величине риска дальнейшей

эксплуатации;

• принятие технических решений о возмож-

ности эксплуатации оборудования и выбор

метода ремонта;

• формирование отчетов, ведение архивов

и вывод результатов.

На технологические объекты ГДП дей-

ствует множество факторов, как незави-

симых, так и взаимно коррелируемых, что

существенно усложняет задачу оценки

их технического состояния и требует учета

этих факторов при построении математиче-

ской модели оценки технического состояния

объектов.

На объектах добычи и подготовки H2S-

содержащего газа, находящихся в экс-

плуатации 20 лет и более, вследствие

износа технологического оборудования

часто возникают ситуации, когда на разных

трубопроводах обнаруживаются различные

критические дефекты, требующие ремонта

оборудования, а возможности предприятия

по проведению ремонтных работ ограниче-

ны, и необходимо планировать очередность

их проведения. Кроме того, определить

надежность как абсолютное значение веро-

ятности отказа конкретного трубопровода

зачастую невозможно из-за недостатка

первичной информации, т. е. требуется про-

вести оценку (принять техническое решение)

при недостатке или неполноте исходной

информации. В подобных ситуациях все

более широкое применение находят экс-

пертные системы, предназначенные для

оперативного анализа технического состоя-

ния объектов, оценки риска (технического,

экономического, экологического, инфор-

мационного и т. д.) и использующие опыт

и интуицию как разработчиков подобных

систем, так и высококвалифицированных

инженеров-экспертов в соответствующей

предметной области [1–3].

В состав ППП_КОНТРОЛЬ_ГАЗ входит

программный модуль ранжирования техно-

логических трубопроводов на базе оценок

относительного риска их эксплуатации,

который используется в процессе планиро-

вания ремонтных работ по восстановлению

целостности трубопроводов.

Определение оценок технического со-

стояния участков трубопроводов и их со-

поставление при отборе объектов для

включения в программу ремонтных работ

предприятия производятся при помощи

схемы логического анализа по критериям

технического состояния. При этом исполь-

зуется иерархическая система критериев,

включающая как количественные, так и ка-

чественные показатели.

Программа многокритериального оце-

нивания технического состояния участков

технологических трубопроводов позволяет:

классифицировать по этим критериям нахо-

дящиеся в ведении предприятия трубопро-

воды и тем самым учесть практически всю

имеющуюся информацию (включая оценки

экспертов) об их техническом состоянии;

сформировать, оперативно пополнять

и использовать при планировании ремон-

тов базы данных о текущем техническом

состоянии объектов в их сопоставлении

между собой; получить развернутую аргу-

Рис. 1. Функциональная структура комплекса программ ППП_КОНТРОЛЬ_ГАЗ


ментацию для включения объектов в про-

грамму капитального ремонта.

При обосновании включения объектов

в ремонтную программу предприятия дол-

жна учитываться вся имеющаяся к началу

планирования информация об объектах.

Исходными данными для расчетов по про-

грамме многокритериального оценивания

и выбора приоритетных объектов являются:

показатели объема ремонтных работ (по ме-

тодам ремонта) для каждого объекта, вычис-

ленные при обработке данных диагностики

с помощью программно-вычислительного

комплекса оптимального выбора методов

капитального ремонта; ретроспективные

данные эксплуатации объектов из базы

данных технического мониторинга трубо-

проводов и паспортов объектов.

Укрупненная схема многокритериаль-

ного анализа приоритетов представлена

на рис. 2. Предполагается, что эксперты

вводят в программу результаты расчетов

по подготовленным планам ремонта каж-

дого объекта, данные предшествующего

периода эксплуатации объектов и эксперт-

ные суждения по качественным факторам,

а программа по указанной схеме вычисляет

приоритеты для включения объектов в план

ремонта. Рубрики логической схемы должны

соответствовать рубрикам обоснования

программы ремонтов.

Техническое состояние линейной части

оценивается в баллах с учетом данных

диагностики внутритрубными инспекци-

онными снарядами, данных периодических

измерений потенциала «труба – земля»,

ретроспективных данных о имевших место

авариях и повреждениях, а также оператив-

ных решений о срочном устранении опасных

дефектов. Детальный анализ технического

состояния осуществляется специальной

системой программного многокритериаль-

ного оценивания технического состояния

участков технологических трубопроводов.

В схему многокритериального анализа

эти данные поступают в виде оценок (в бал-

лах) состояния металла труб, сварных швов,

изоляции и арматуры. Программа присваи-

вает наивысшие баллы объектам, которые

по критериям надежности и безопасности

функционирования находятся в критиче-

ском состоянии.

Вторая группа критериев определяет

положительные эффекты реализации плана

ремонта, например снижение издержек экс-

плуатации (в частности, снижение удельных

энергетических затрат из-за повышения ра-

бочего давления в связи с ростом несущей

способности трубопровода), повышение

надежности и безопасности работы тру-

бопровода и снижение в связи с этим ожи-

даемых санкций и компенсаций ущербов,

нанесенных возможными авариями, увели-

чение срока службы объекта (применяется

экспертная оценка), сокращение будущих

затрат в связи с необходимостью проведе-

ния регламентных или неотложных ремонтов

из-за достижения критического состояния

объекта (экспертная оценка).

Результатом работы программы являет-

ся ранжирование объектов по приоритетам

(уровням эффективности) их включения

в программу ремонтов. При этом программа

формирует базу данных (результатов обра-

ботки данных диагностики, агрегированной

ретроспективной информации, показателей

планов ремонта, суждений экспертов, ранее

принятых решений), которая оперативно по-

полняется новыми данными и используется

при корректировке принятой или при разра-

ботке новых программ ремонта объектов.

Для решения задач формирования плана

ремонта технологических трубопроводов

используются математические процедуры

метода анализа иерархий [4], в котором

элементарный шаг вычислений состоит

в вычислении относительных приоритетов

элементов данного уровня по отношению

к элементу предыдущего уровня.

Авторами был разработан пакет приклад-

ных программ (ППП), состоящий из авто-

номных независимых программных блоков,

предназначенных для автоматизации реше-

ния различных задач контроля технического

состояния технологических коммуникаций

и другого оборудования объектов добычи

газа. Диалоговая система для подготовки

рекомендаций по установлению очеред-

ности капитального ремонта подземных,

надземных и наземных коммуникаций

промышленных предприятий представляет

собой в какой-то мере систему формирова-

ния и управления базами данных, которая

обладает таким важным свойством, как

простота освоения. Пакет программ, вхо-

дящих в систему, устроен таким образом,

что все основные функции формирования Рис. 2. Схема многокритериального анализа приоритетов объектов

65


и управления базами данных, а именно: ввод

данных, поиск необходимой информации,

вывод данных на экран дисплея или на печать

в форме отчета, можно выполнить, не прибе-

гая к каким-либо командам. Пользователю

достаточно ответить на вопросы, предлагае-

мые в специальном меню [3, 5, 6].

Решение проблемы есть процесс поэтап-

ного установления приоритетов. На первом

этапе выявляются наиболее важные эле-

менты проблемы, на втором – наилучший

способ оценки элементов; следующим эта-

пом может быть оценка качества решений

и выработка способа их реализации.

Анализу может быть подвергнута по-

следовательность иерархий. В этом случае

результаты, полученные в одной из них,

используются в качестве входных данных

при изучении следующей иерархии. Пред-

лагаемый метод систематизирует процесс

решения таких сложных многоэтапных задач.

Поскольку большая часть оценок элементов

задачи является интуитивной и субъективной,

то суждения о превосходстве одних элемен-

тов над другими и соответствующие этим эле-

ментам приоритеты приходится корректиро-

вать, исходя из опыта эксперта и присущего

ему умения оценивать результаты контроля

технического состояния оборудования ГДП.

При этом эксперту необходимо устанавливать

соотношения между наблюдениями, оцени-

вать взаимосвязи между соотношениями

и синтезировать эти соотношения в общее

восприятие наблюдаемого.

Получаемые путем анкетирования экс-

пертов оценки используются в процессе

определения весовых коэффициентов от-

носительной важности для сравниваемых

показателей, элементов и групп элементов.

Таким образом, получаем практически все

необходимые исходные коэффициенты для

анализа приоритетов участков технологиче-

ских коммуникаций при оценке их техниче-

ского состояния и очередности их вывода

в ремонт. Алгоритм автоматизированного

расчета реализован в виде диалоговой си-

стемы, представляющей собой комплекс

программ, который позволяет эксперту

самостоятельно выполнить все операции

от ввода и корректировки данных до анализа

получаемых результатов [3, 5, 6].

Разработанная авторами информацион-

но-аналитическая система может исполь-

зоваться в 32- или 64-разрядной среде

Windows и обладает интуитивно понятным

графическим интерфейсом, присущим со-

ответствующей операционной системе. Для

управления работой комплекса не требуется

знания каких-либо специальных команд,

на каждом этапе работы с программой

эксперт может осуществлять выбор в со-

ответствующем меню при помощи мыши

или клавиш управления курсором. По мере

освоения системы можно решать и более

сложные задачи: различным способом объ-

единять и группировать данные, варьировать

ранее выбранные значения признаков, фор-

мировать и печатать различные отчеты.

Система позволяет наглядно представ-

лять данные на экране монитора в гра-

фическом виде, а также распечатывать

следующие графики, необходимые для

последующего анализа:

графическое представление величи-

ны относительной оценки возможности

возникновения отказа технологических

коммуникаций рассматриваемой группы

объектов ГДП (Rотн

= Ri / max

(Ri = 1, N), i = 1,

2, …, N, где i – порядковый номер объекта

в рассматриваемой системе) (рис. 3);

гистограмму распределения по объектам

индекса K1 (нормативные проектно-конструк-

тивные решения), который оценивает возмож-

ность возникновения аварии в зависимости

от различных проектных технических характе-

ристик технологических коммуникаций;


индекса K2 (возможная величина экологи-

ческого ущерба при аварии), оценивает

защищенность населения и персонала

промышленного предприятия, потери эф-

фективности технологических коммуникаций

при аварии;

гистограмму распределения по объ-

ектам индекса K3 (фактическое состояние

металлических конструкций и данные

диагностики) – оценивает возможность

возникновения отказа в зависимости от на-

личия коррозионных дефектов и состояния

изоляционного покрытия;


индекса K4 – оценивает стойкость данного

типа изоляционного покрытия к агрессивному

воздействию окружающей среды и эффек-

тивность катодной защиты в зависимости

от коррозионной активности грунта, срока

эксплуатации изоляционного покрытия, тем-

пературы транспортируемого продукта;


индекса K5 – оценивает стабильность грунта

и способность монтажных сварных соедине-

ний выдерживать горизонтальные переме-

щения грунта, сейсмичность района;


индекса K6 – характеризует протяженность

возможного разрушения технологических

коммуникаций, которая оценивается через

допустимое рабочее давление и ударную

вязкость металла конструкций;


индекса K7 – позволяет оценить влияние

Рис. 3. Графическое представление величины относительной оценки возможности возникнове-ния отказа технологических коммуникаций группы объектов


на возможность возникновения отказа

сведений о гидравлических испытаниях тех-

нологических коммуникаций, максимально

допустимом рабочем давлении;

гистограмму распределения по объек-

там индекса K8 оценивает влияние сведе-

ний об имевших место утечках и разрывах

за весь срок службы технологических ком-

муникаций;


индекса K9 – оценивает возможность воз-

никновения аварии в зависимости от защи-

щенности технологических коммуникаций

и наличия нарушений действующих норм

или проектных решений.

В результате автоматизированного рас-

чета формируется вероятностное обосно-

вание очередности вывода в капитальный

ремонт подземных, надземных и наземных

коммуникаций промышленных предприятий

на основе оценки относительной возмож-

ности появления строительного отказа.

При этом анализируется вклад отдельных

диагностических показателей и характери-

стик, который дает возможность обосновать

технико-экономические показатели пред-

стоящего капитального ремонта с учетом

необходимости ремонта отдельных кон-

структивных элементов технологических

коммуникаций. Результаты архивируются

в виде базы данных и выводятся на печать

в виде отчета, который может включать

текст, таблицы и рисунки.

Таким образом, представляется воз-

можным с максимальной эффективностью

выполнить оценочные расчеты технико-

экономических показателей капитального

ремонта технологических коммуникаций

и оборудования промышленных пред-

приятий.

Разработанная концепция количествен-

ного анализа параметров эксплуатации

коммуникаций промышленных объектов

для планирования объемов и очередности

выполнения ремонтных работ позволяет

сформировать, оперативно пополнять

и использовать при организационно-тех-

нологическом планировании ремонтных

работ базу данных о текущем техническом

состоянии оборудования, а также получить

развернутое обоснование выбора очеред-

ности производства работ.

Результаты решения комплекса программ

ППП_КОНТРОЛЬ_ГАЗ используются произ-

водственным персоналом ГДП для принятия

технических решений и выработки организаци-

онно-технических мероприятий, позволяющих

повысить безопасность и снизить риск возник-

новения аварий на объектах добычи газа.


1. Иванов С. И. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодер-жащие среды / С. И. Иванов, А. В. Швец, В. М. Кушнаренко, Д. Н. Щепинов. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2006. – 215 с.2. Тухбатуллин Ф. Г. Обеспечение экологической без-опасности и эксплуатационной надежности работы ком-прессорных станций магистральных газопроводов. – М. : Нефтяник, 1996. – 252 с.3. Филиппов А. Г. Пакет программ по комплексной обра-ботке промысловой информации «АГКМ» / А. Г. Филиппов, К. Т. Сайфеев, И. Г. Поляков, А. Е. Андреев и др. – Сб. докл. конференции молодых специалистов, посвященной 50-ле-тию ВНИИГАЗа. – М. : ВНИИГАЗ, 1999. – С. 87–89.4. Саати Т. Г. Принятие решений. Метод анализа иерар-хий. – М. : Радио и связь, 1993. – 320 с.5. Шапиро В. Д. Системный анализ и САПР в строитель-стве: автоматизированные информационные системы для строительного мониторинга техногенных комплек-сов / В. Д. Шапиро, В. Г. Лим, Ю. В. Колотилов и др. – М. : МГСУ-РИА, 1999. – 95 с.6. Шапиро В.Д., Красильников А.Л., Лим В.Г. Автомати-зированные информационно-вычислительные системы для организационно-технологического проектирования ремонтно-строительных работ на магистральных трубо-проводах. – М. : ИРЦ Газпром, 2002. – 54 с.

н а п р а в а х р е к л а м ы


Корр. – Господин Шукк, первый вопрос – о воз-

можности расширения поставок шаровых кранов

больших диаметров, которые хорошо известны

российским газовикам.

М.Ш. – Предприятие Franz Schuck GmbH приобрело в 1995 г.

оборудование и технологии компании Borsig Kugelhahn

GmbH и начало производство шаровых кранов и другой

арматуры для мирового рынка. Многие не знают о пере-

менах, которые произошли с производством шаровых

кранов после того, как был проведен ребрендинг Borsig.

Магистральные шаровые краны больших диаметров после

эксплуатации на российских газопроводах были сущест-

венно улучшены, конструкция их была модернизирована

специально под рабочие среды и эксплуатационные тем-

пературы, которые существуют в трубопроводах.

Что касается нашего имиджа, то, прежде всего, надо соеди-

нить в сознании потребителей арматуры в России товарный

знак нашего предприятия с производством шаровых кранов

оригинальной конструкции и дизайна. Мы охотно прово-

дим семинары и конференции, на которых рассказываем

о нюансах конструкции шарового крана. В 2011 г. у нас

запланированы презентации, кроме того, мы регулярно

участвуем в центральных и региональных выставках. Также

мы готовы вместе с вашим журналом подготовить серию

статей для российских потребителей.

Российский рынок для нас всегда был приоритетным. Мы

делаем заявление о том, что производство шаровых кранов

больших диаметров и приводов для Газпрома планируется

разместить в России, а пока мы готовы увеличить поставки

на новые газопроводы, чтобы удовлетворить возрастаю-

щие запросы. Кроме того, соотношение «цена – качество»

у нашей арматуры выше, чем у других аналогичных кон-

струкций известных мировых производителей.

Корр. – Кроме шаровых кранов ваша компания одной

из первых в мире освоила производство компактных интел-

лектуальных электрогидроприводов. Какие успехи у вас

на этом направлении?

М.Ш. – После того как освоили производство шаро-

вых кранов, мы интенсивно стали разрабатывать при-

воды различных типов. Наша последняя разработка –

электрогидропривод серии SST с блоком управления

AUMATIC – это новейший по конструкции гидросистемы

и компактный по габаритам привод для шаровых кранов

всех диаметров. В его конструкции внедрены все новые

достижения электронной промышленности примени-

тельно к системам управления. Это интеллектуальный

привод с дисплеем, выводом контроля и управления

через мобильную или спутниковую связь в любую точку

земного шара. Гидравлическая часть имеет минимальные

габариты и минимальную массу по сравнению с аналогами.

Кроме того, привод имеет аккумуляторную батарею для

обеспечения питания.

Наши системы управления привода обеспечивают полную

совместимость с системами управления, имеющимися

у наших заказчиков. Они адаптированы под все известные

Михаэль Шукк: «Мы строим фундамент, чтобы в 2015 г. наша компания стала лидером по производству электрогидроприводов и шаровых кранов в Европе»Интервью с генеральным директором немецкой компании Franz Schuck GmbH Михаэлем Шукком

(Michael Schuck).

Михаэль Шукк


69

системы электронного обмена информацией.

Привод и система питания поставляются

в комплекте «под ключ», и у потребителя нет

проблем с подключением и обслуживанием

этих приводов. Уровень интеллектуальности

и запас прочности привода позволяют сохра-

нить систему управления даже в аварийной

ситуации, когда крутящий момент на шаровом

кране может отклониться от заданного пара-

метра в паспорте на изделие. Презентация

этого привода, созданного совместно с инже-

нерами Auma, была проведена в России летом

в Москве на выставке «Нефтегаз-2011».

Корр. – Насколько широко применяются

приводы с питанием от солнечных батарей

и ветрогенераторов?

М.Ш. – В Казахстане при поставке приводов

и арматуры на трубопровод мы оснастили

все приводы солнечными батареями. Это

позволит большую часть года нашим приво-

дам работать автономно. Это очень перспек-

тивное направление, и мы будем его активно

развивать в ближайшие годы.

В 2010 г. в Россию на Юрхаровское место-

рождение (ОАО «НОВАТЭК») мы совместно

с фирмой «Вымпел» поставили наши элек-

трогидравлические приводы холодостойкого

исполнения, рассчитанные на температуру до

–60 °С. Приводы были выполнены автоном-

ными, что позволило в проекте отказаться

от линии электропередач.

Корр. – Какие типы приводов вы специально

производите для российского рынка?

М.Ш. – В 2009 г. мы сделали для России элек-

трогидропривод холодостойкого исполнения,

который может работать при температуре

окружающей среды –60 °С без дополнитель-

ного обогрева. Наш привод прошел испытания

на Саратовском полигоне, сегодня мы имеем

все разрешительные документы для поставок

его на объекты Газпрома.

Сейчас главное направление для российского

рынка – повышение надежности и безотказная

работа приводов и арматуры. Мы пытаемся

учесть все индивидуальные требования заказ-

чика при обеспечении системных требований.

Мы расширили наши инжиниринговые службы

и сейчас можем выполнить любое требование

заказчика по адаптации конструкции привода

для любых систем управления. Также мы

обеспечиваем сервисное обслуживание всех

приводов 24 часа в сутки и 7 дней в неделю

силами сервисной службы.

Корр. – Трубопроводы, как правило, проходят

по пустынным местам и вдали от городов.

Есть ли система антивандальной защиты?

М.Ш. – Конечно, приводы защищены. Они уста-

навливаются в закрытых шкафах с электро-

магнитными клапанами для предотвращения

механического взлома. Войти в электронную

систему управления приводом можно только

по коду. Программная защита обеспечива-

ется авторизацией пользователя, системой

распознания, что гарантирует защиту дан-

ных. Как правило, обычный доступ мы можем

предотвратить, но если по приводу проедет

танк, то тут никто ничего уже не сделает. Это

закрытая замкнутая система, мы считаем, что

безопасность работы привода максимально

обеспечена, в том числе и с точки зрения

антивандальной защиты.

Корр. – В каком направлении вы будете раз-

вивать производство приводов для арма-

туры?

М.Ш. – Главное – это внедрение новейших

достижений электроники. Самостоятель-

но мы разрабатываем гидромеханическую

часть привода, а электроникой занимаются

специализированные фирмы, поставляющие

нам все новейшие разработки. Так, новый

компактный электрогидропривод мы разра-

ботали на компонентной базе Auma. В нем

применена хорошо зарекомендовавшая себя

система управления AUMATIK.

Наша цель сегодня относительно проста: мы

хотим сделать систему управления армату-

рой компактной и с минимальной массой,

сохраняя при этом высокую надежность.

Ну и, конечно, повысить степень интеллектуа-

лизации и простоту коммуникации привода

во время эксплуатации.

Корр. – Ваш привод применяется только

для шаровых кранов вашей конструкции

или их можно поставлять и для другой арма-

туры?

М.Ш. – В 2006 г. мы открыли отдел компании

Schuck Group, который занимается разработ-

кой новых систем управления для различных

типов трубопроводной арматуры. Это под-

разделение в финансовом плане не зависит

от нашей компании и продает приводы без

арматуры по индивидуальным заказам. Это

направление сейчас интенсивно развивается.

Четыре года мы уже поставляем комплекты

приводов без шаровых кранов.

Корр. – В чем техническая новизна конструк-

ции, или какие ноу-хау имеются у электро-

гидравлических приводов?

М.Ш. – В основном ноу-хау имеются в интел-

лектуальной и гидравлической частях при-

вода. Применены новейшие разработки для

повышения надежности и снижения отказов.

Это интегрированная система, в которой

используется много уникальных разрабо-

ток в части механики и электроники. Если

у обычного электропривода при отключении

питания в аварийной ситуации работа пре-

кращается, то наш привод может работать

автономно, сохраняя все рабочие параметры

при отсутствии подачи энергии от внешнего

источника.

Корр. – Как быстро можно вывести этот

привод на российский рынок? Есть ли пер-

спектива развития электрогидравлических

приводов в сравнении с традиционными

электрическими для новых трубопроводных

систем в России в ближайшие годы?

М.Ш. – Рынок электрогидравлических при-

водов бурно развивается. Появилось много

производителей и поставщиков такого обо-

рудования. При этом мы не конкурируем

с компаниями, поставляющими электропри-

воды.

Сейчас 80–85 % рынка занимают электро-

приводы, остальное – приводы со специаль-

ными функциями, в том числе электрогидро-

или пневмогидроприводы. В дальнейшем

данная доля рынка может быть увеличена

до 25 %. Это немаленький рынок по объему

продаж.

В ближайшие годы практически на всех тру-

бопроводах будет введено требование обес-

печения работоспособности в аварийных

ситуациях, в том числе при отсутствии элек-

тропитания. Также надо считать, имеет ли

смысл нести большие затраты на обеспе-

чение электропитания вдоль всего трубо-

провода – это, как правило, несколько тысяч

километров. Поэтому наши приводы при

строительстве могут значительно снизить

затраты при обеспечении полной безопасно-

сти и работоспособности в случае аварийной

ситуации.

Корр. – Каковы перспективы развития вашей

компании в ближайшие годы?

М.Ш. – Главной задачей является расши-

рение присутствия нашего предприятия

на всех стратегически важных рынках,

проведение модульных поставок, вклю-

чая продукцию стандартного применения

и особых конструкций. В 2012 г. мы запу-

скаем производство кранов и приводов

в России. До 2015 г. мы намерены стать

ведущим производителем электрогидрав-

лических приводов на мировом рынке. Для

выполнения этой задачи мы задействуем

высококвалифицированных специалистов

и расширяем производство.


Ни Закон «О недрах» [1], ни Инструкция

о порядке ликвидации, консервации

скважин и оборудования их устьев

и стволов [2], ни иные законодательные акты

полностью не регламентируют выполнение

работ по ликвидации объектов нефтегазо-

добычи. Проблемы предстоящей России

масштабной работы по ликвидации объектов

нефтегазодобычи, приведенные в работе [3],

являются своевременными и дают направ-

ление для дальнейшей разработки юриди-

ческой, финансовой и технологической базы

их решения. В качестве примера рассмотрим

некоторые из технологических проблем,

с которыми предстоит столкнуться при лик-

видации объектов нефтегазодобычи.

Скважины. Ликвидация отдельных скважин

различного назначения на законченных экс-

плуатацией объектах нефтегазодобычи – опе-

рация простая, на первый взгляд, и давно отра-

ботанная – на самом деле становится весьма

важной с учетом обеспечения безопасности

недр и дальнейшего мониторинга процессов,

происходящих в них [4]. В ликвидированных

скважинах необходимо полностью устранить

возможность межпластовых и заколонных пе-

ретоков при различных геотектонических воз-

действиях на ствол и процессах естественного

старения колонны и цементного камня.

На некоторых эксплуатационных скважи-

нах, возможно, необходимо провести капи-

тальный ремонт и перевести их в категорию

наблюдательных за процессами, проходящи-

ми в выработанных пластах. Имеется в виду

наблюдение и изучение процессов подпитки

и регенерации месторождений осадочного

чехла из глубин планеты [5], а также возмож-

ной миграции нефти, конденсата и воды в вы-

работанных и обводненных пластах из-за пе-

рераспределения локальных фильтрационных

потоков, вызванных разгрузкой избыточных

напряжений, накапливающихся в горной по-

роде при разработке залежи. Возможно, что

некоторые тщательно отремонтированные

скважины могут быть переданы (с соответ-

ствующей лицензией) малому бизнесу для

дальнейшей добычи нефти.

Поглощающие скважины на полигонах

захоронения промстоков после полной и на-

дежной изоляции от поглощающих пластов,

вероятно, необходимо оставлять для наблю-

дения за герметичностью покрышек горизонта

захоронения и наличием возможных перето-

ков в иные пласты. Скважины же, бесспорно

подлежащие ликвидации, необходимо лик-

видировать с учетом геотектоники региона,

наличия пластичных пород и крутопадающих

пластов в разрезе, агрессивных вод и погло-

щающих горизонтов, а также технического со-

стояния самой скважины (металла и цемента).

Скважины иного назначения также должны

ликвидироваться с учетом множества изучен-

ных, а также требующих изучения факторов,

влияющих на надежность и долговечность

проведенных работ. О том, что это довольно

серьезная и объемная проблема, говорят

цифры. По экспертным оценкам, на терри-

тории России за весь период разведки и экс-

плуатации недр глубоким бурением на нефть

и газ было построено около 1,5 млн скважин

разного типа: геолого-разведочных (опорные,

параметрические, поисковые, разведочные)

и эксплуатационных. Скважины строились

в разные годы и разными ведомствами,

с пиковыми объемами бурения в 60–80-х гг.

минувшего века [4]. Бурение скважин про-

должается и ныне.

Трубопроводы. Ликвидация шлейфов

скважин, нефтепроводов, водоводов различ-

ного назначения, нагнетательных трубопро-

водов является одной из важнейших задач

рекультивации освобождаемой территории.

Если водоводы питьевой и технической

воды не несут большого вреда экологии

почвы, то шлейфы скважин, нефтепроводы

и трубопроводы для закачки промышленных

стоков содержат в себе большое количество

нефти и агрессивных компонентов.

Все эти трубопроводы необходимо вы-

капывать из земли с соблюдением мер без-

опасности, как технической, так и экологи-

ческой. Необходим комплекс мероприятий,

позволяющих безопасно удалять эти трубо-

проводы, не создавая аварийной ситуации

и загрязнения земель. Объем отслуживших

трубопроводов, по мнению многих специа-

листов, может составить до 0,5 млн км. Вес

такого объема труб может составить до 3–

5 млн т. Наличие нефти в них может доходить

до 0,5 млн м3. Это достаточно серьезный

ресурс для промышленности.

Инфраструктура. Ликвидация зданий

и сооружений нефтегазодобывающих пред-

приятий – также весьма серьезная и доро-

гостоящая работа. Как правило, установки

промысловой подготовки нефти и газа, на-

сосные станции и прочие наземные объекты

и сооружения содержат в себе пожаро- и

УДК 622.276.1 / .4

Завершающий этап разработки месторождений нефти и газаВ. Г. Мартынов, А. И. Ермолаев (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина),

Е. В. Кондратенко, В. М. Казаков (ОАО «Газпром промгаз»)

Сегодня многие месторождения предприятий нефтяной и газовой промышлен-ности приближаются к естественной фазе своего развития – завершающему этапу. Этот этап характеризуется серьезной и затратной работой по ликвидации объектов нефтегазодобычи и рекультивации земель. Однако для успешного проведения этих работ многие важнейшие вопросы – как юридические, эко-номические, так и технические – не проработаны. Отсутствует понимание того, кто и на какие средства произведет комплекс работ, полностью устраняющий ущерб и последующие риски для природной среды, возникшие от хозяйственной деятельности, связанной с добычей нефти и газа.

71

г е о л о г и я и р а з р а б о т к а м е с т о р о ж д е н и й

взрывоопасные и агрессивные среды. Техно-

логические приемы ремонта таких объектов

известны, широко применяются и могут быть

использованы при ликвидации объектов. Од-

нако и здесь не все просто. За долгие годы

работы таких установок в связи с разного рода

утечками нефтепродуктов могут быть сфор-

мированы техногенные залежи непосред-

ственно под объектом либо вблизи от него.

Кроме того, как известно, вблизи объектов

нефтедобычи обычно находятся неглубоко

захороненные металлоконструкции, обломки

бетона, а также заброшенные коммуникации,

не отраженные в генпланах.

Ликвидация ЛЭП, электроподстанций

обычно сложностей не вызывает, стоит лишь

напомнить об извлечении силовых кабелей

и кабелей связи из траншей. Общей для всех

предприятий проблемой является и наличие

разного рода металлоконструкций, строитель-

ного мусора, нефтяных амбаров и не отражен-

ных в генпланах коммуникаций.

Безусловно, полная ликвидация всех следов

присутствия нефтегазодобывающего пред-

приятия невозможна и чаще всего нерацио-

нальна. При составлении проекта ликвидации

предприятия необходимо учитывать интересы

региона, людей, населяющих данную террито-

рию. Многие объекты могут быть использованы

местным населением. Это в первую очередь

дороги, водоводы и водонасосные станции,

ЛЭП и электроподстанции, а также отдельные

помещения и ремонтные базы со станочным

парком. Во время утилизации возможно вто-

ричное использование извлеченных труб, га-

зонефтепромыслового оборудования и прочих

узлов и деталей в сельском хозяйстве.

Очевидно, что правильная и экономически

грамотная ликвидация нефтегазопромысло-

вого предприятия – задача весьма серьезная

и дорогостоящая. И поскольку никто из недро-

пользователей напрямую не заинтересован

в проведении таких крупномасштабных и за-

тратных мероприятий, следует разработать

юридические и экономические стимулы,

делающие проводимые работы необремени-

тельными для бюджета нефтегазодобываю-

щих предприятий. В первую очередь следует

законодательно закрепить такую обязанность

за какой-либо конкретной структурой.

Как следует из Закона «О недрах» (ст. 26

«Ликвидация и консервация предприятий

по добыче полезных ископаемых и подзем-

ных сооружений, не связанных с добычей

полезных ископаемых»), «...предприятия

по добыче полезных ископаемых и подземные

сооружения, не связанные с добычей полез-

ных ископаемых, подлежат ликвидации или

консервации по истечении срока действия

лицензии или при досрочном прекращении

пользования недрами. До завершения процес-

са ликвидации или консервации пользователь

недр несет ответственность, возложенную

на него настоящим Законом». И далее:

«...консервация и ликвидация горных выработок

и иных сооружений, связанных с пользовани-

ем недрами, осуществляются за счет средств

предприятий – пользователей недр.» [1].

В то же время термин «пользователь недр»

нигде не расшифрован, и понимание его смыс-

ла можно получить только из текста Закона

«О недрах». Из текста Закона следует, что

«пользователь недр» – категория временная,

ограниченная сроком действия лицензии. По

окончании срока действия лицензии по той или

иной причине пропадает и статус «пользователя

недр». Пропадает вместе с ответственностью

за ликвидацию, консервацию и последующий

мониторинг объектов нефтегазодобычи.

Этот юридический пробел в законодатель-

стве следует устранить. Здесь есть два пути:

• узаконить продление действия лицензии

в части ликвидации объекта и сохранить от-

ветственность недропользователя до момента

подписания акта о консервации или ликвида-

ции объекта органом, выдавшим лицензию;

дополнить законодательство об администра-

тивной или уголовной ответственности;

• создать в Министерстве природных

ресурсов РФ (МПР) специальную службу

или предприятие для профессиональной

ликвидации таких объектов и последую-

щего мониторинга ликвидированных и за-

консервированных скважин. В этом случае

недропользователь вместе с лицензией

сдавал бы в МПР на ликвидацию объекты

с соответствующей документацией.

В любом случае необходимо предусмот-

реть финансирование за счет отчислений

от реализации нефти в первом случае

в страховой фонд предприятия, во втором

случае – в ликвидационный фонд МПР.

Второй путь видится более перспективным

в связи с необходимостью проведения мони-

торинга ликвидированных скважин [2]. Кстати,

согласно Инструкции о порядке ликвидации,

консервации скважин и оборудования их устьев

и стволов РД 08-492–02: «...Учет, ежегодный

контроль за состоянием устьев ликвидиро-

ванных скважин и необходимые ремонтные

работы при обнаружении неисправностей

и нарушений требований охраны недр осуще-

ствляет пользователь недр» (пп. 2.3.7).

Таким образом, юридическую коллизию

и в этом документе можно решить, передав

обязанности по мониторингу на специали-

зированное предприятие МПР.

Резюмируя сказанное, хотелось бы об-

ратить внимание на то, что все кратко из-

ложенные положения требуют тщательной

проработки и научного обоснования.

Во-первых, необходимо осмыслить

и разработать систему проведения ликви-

дационных работ, а также геологического

и экологического мониторинга выработан-

ных месторождений нефти и газа.

Во-вторых, тщательной проработки тре-

бует законодательство, обеспечивающее

безусловное выполнение ликвидационных

работ на объектах нефтегазодобычи.

В-третьих, необходимо разработать дей-

ственную систему финансирования указан-

ных работ, устойчивую к смене собственника

и условий проведения работ.

Наконец, необходимо внимательно из-

учить вопросы и дать научную методику

выделения из фонда, подлежащего ликви-

дации, некоторых скважин для наблюдения

за процессами в отработанных продуктивных

пластах и разработать технологию подго-

товки таких скважин для этой цели, а также

требования к технологии ликвидации скважин

различного назначения в связи со сложно-

стью геологических процессов, проходящих

в земной коре.

Российский государственный универ-

ситет им. И. М. Губкина, являясь одним

из ведущих технических университетов

России, используя имеющийся богатый по-

тенциал, уже приступил к изучению многих

аспектов проблемы ликвидации нефтегазо-

промысловых объектов на завершающем

этапе разработки месторождений.


1. Закон РФ от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 «О недрах».2. РД 08-492–02. Инструкция о порядке ликвидации, кон-сервации скважин и оборудования их устьев и стволов. – М. : ГУП «Научно-технический центр по безопасности в про-мышленности Госгортехнадзора России», 2002.3. Мартынов В. Г., Мищенко И. Т. О некоторых проблемах, которые предстоит решать российскому нефтегазовому комплексу // Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 4. – С. 4–5.4. Кондратенко Е. В., Казаков В. М., Ермолаев А. И. О лик-видации и консервации скважин. – Нефть, газ и бизнес. – 2011. – № 5. – С. 17–21.5. Муслимов Р. Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторожде-ния // Геология нефти и газа. – 2007. – № 1. – С. 5–7.


Внефтяной и газовой промышленности

защитные покрытия труб применяются

уже более 50 лет. Одним из перспек-

тивных путей снижения гидравлических со-

противлений, различного рода отложений

на внутренней поверхности труб и борьбы

с коррозией при движении газожидкостных

смесей по НКТ является использование

защитных полимерных и специальных эма-

лированных покрытий. Значительное пре-

имущество от применения эмалированных

покрытий впервые было получено в области

мелиорации, в техническом водоснабжении,

а также в трубопроводном транспорте сыпу-

чих материалов и суспензий. Необходимость

применения эмалированных труб для борьбы

с парафино- и солеотложениями подтверди-

лась на скважинах нефтяных месторождений

п-ова Мангышлак, общества «Бугуруслан-

нефть» и скважинах Нефтекамска.

Практикой доказано, что эксплуатация

трубопроводных систем с покрытиями

на основе высокопрочных эмалей харак-

теризуется следующими положительными

свойствами:

• снижаются потери давления в НКТ;

• уменьшается скорость коррозии, а сле-

довательно, в десятки раз увеличивается

срок службы НКТ;

• покрытия эффективны в борьбе с отло-

жениями гидратов;

•снижается парафино- и солеобразование

на внутренней поверхности НКТ.

Применение труб с эмалированными

покрытиями на сеноманских скважинах

месторождений севера Тюменской обл.

может быть сопряжено со следующими

негативными факторами:

• опасностью повреждения при транс-

портировке и погрузочно-разгрузочных

работах;

• повреждением внутренней поверхности

НКТ при каротажных и геофизических ра-

ботах, шаблонировании и использовании

колтюбинга при ремонте скважин;

УДК 622.276.5.054.3

Результаты испытаний НКТ с эмалированным покрытием на скважинах Комсомольского месторожденияВ. З. Минликаев, Б. А. Ерехинский, Д. В. Дикамов (ОАО «Газпром»), Н. Д. Дубровский

(ООО «Газпром добыча Ноябрьск»), И. В. Шулятиков, С. И. Назаров (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Теоретическими исследованиями и экспериментальными работами на скв. 1164

Комсомольского месторождения установлено, что чем больше пластовое давле-

ние и чем лучше фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта-коллектора,

тем выше дебит скважины и эффективность применения НКТ с эмалированным

покрытием. Внедрять данную технологию на сеноманских скважинах северных

месторождений, работающих в режиме истощения, малоэффективно. Наиболее

эффективно применение НКТ с эмалированными покрытиями на сеноманских

скважинах новых месторождений как с высокими, так и с низкими коллек-

торскими свойствами. Степень эффективности представляется возможным

регулировать расчетом и подбором диаметра НКТ.

Рис. 1. Сравнительные данные ГДИ скв. 1164 Комсомольского место-рождения с НКТ различного диаметра

Рис. 2. Результаты обработки ГДИ (19 ноября 2009 г.) после ремонта и установки эмалированных 114-мм НКТ

73

г е о л о г и я и р а з р а б о т к а м е с т о р о ж д е н и й

• невозможностью повторного примене-

ния после проведения ремонтных работ,

а также после воздействия различного рода

ударных нагрузок;

• отсутствием способов контроля и тех-

нологий восстановления поврежденных

участков в промысловых условиях.

В 2008 г. начались испытания эмали-

рованных НКТ на скв. 1164 сеноманской

залежи Комсомольского месторождения,

разрабатываемого ООО «Газпром добы-

ча Ноябрьск». В июле 2008 г. на скважине

были проведены первые работы по КРС

в связи с ее обводнением. При этом были

извлечены хвостовик и пакер, башмак НКТ

168 мм установлен на отметке 938 м. Затем

в конце ноября 2008 г. произведен подъ-

ем 168-мм НКТ, промыта глино-песчаная

пробка, стальные 114-мм НКТ спущены

на отметку 940 м.

В октябре 2009 г. на скважине произведен

повторный КРС в целях замены стальных

114-мм НКТ эмалированными НКТ анало-

гичного диаметра. Пластовое давление

по состоянию на март 2010 г. составило

3,37 МПа.

На рис. 1 представлены обобщенные

индикаторные линии по результатам газо-

динамических исследований (ГДИ) скв. 1164

Комсомольского месторождения при ее

обустройстве стальными 168-мм (1) и 114-

мм НКТ (2) и эмалированными 114-мм НКТ.

По индикаторным линиям степенного вида

в начальный период эксплуатации скважины

видно некоторое снижение ее продуктивных

характеристик при обустройстве эмалиро-

ванными НКТ. Также видно, что добывные

возможности скважины при замене 168-мм

на 114-мм НКТ значительно снизились.

Об этом свидетельствует увеличение пока-

зателя степени в параболической зависимо-

сти и уменьшение коэффициента В с 0,0009

до 0,0002 на приведенных зависимостях при

переменной величине дебита. При равной

величине депрессии, например 0,2 МПа,

наблюдается снижение дебита практиче-

ски в 1,5 раза (с 220 до 150 тыс. м3 / сут),

а при достижении одних и тех же величин

дебита, например 240 тыс. м3 / сут, имеет

место двукратное увеличение депрессии

при применении эмалированных НКТ.

По уточненным расчетам, исходные

фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС)

призабойной зоны пласта-коллектора (ПЗП)

при работе скважины с традиционными

стальными 114-мм НКТ характеризуются

уравнением притока газа с коэффициентами

фильтрационного сопротивления соответ-

ственно: А = 0,359, В = 0,0015.

На рис. 2 показаны индикаторные линии,

характеризующие ФЕС ПЗП при работе

скважины с эмалированными 114-мм НКТ

после третьего этапа КРС (1 – сразу же

после ремонта, 2 – через 45 сут).

Из графика видно, что коэффициенты

фильтрационного сопротивления в урав-

нении притока газа соответственно равны:

А = 0,4037, В = 0,0035.

Сравнительный анализ показывает, что

по истечении 45 сут эксплуатации скважины

линейный коэффициент А изменился незна-

чительно, а квадратичный коэффициент воз-

рос более чем в 2 раза, что свидетельствует

о недостаточной степени очистки ПЗП.

При исследовании скважины на стацио-

нарных режимах фильтрации со стальными

Рис. 3. Динамика забойного давления в процессе ГДИ

Рис. 5. Зависимости скорости газа в НКТ от потерь давления:1 и 3 – стальные 168-мм и 114-мм НКТ; 2 – эмалированные 114-мм НКТ

Рис. 4. Зависимость потерь давления от дебита газа:1 и 2 – 168-мм и 114-мм стальные НКТ; 3 – 114-мм эмалированные НКТ


НКТ 28 апреля 2009 г. (1) и эмалированны-

ми НКТ 19 ноября 2009 г. (2) расхождение

в величинах pзаб

обусловлено снижением

пластового давления за прошедший пе-

риод эксплуатации и время проведения

ремонтных работ (рис. 3). Повышение

уровня ГВК также может характеризовать

ухудшение ФЕС пласта-коллектора, отме-

ченное ранее.

Потери давления по стволу скважи-

ны от ее дебита характеризуются зави-

симостями на рис. 4. При дебите более

200 тыс. м3 / сут потери давления в 114-

мм НКТ резко возрастают, независимо от по-

крытия, по сравнению с 168-мм НКТ.

Экспериментальные зависимости ско-

рости газа при фиксированных значениях

потерь давления для различного диамет-

ра НКТ ведут себя неоднозначно (рис. 5).

Наблюдается соизмеримое нарастание

скорости газа в НКТ с увеличением потерь

давления.

Из представленных в таблице данных

следует, что при переходе на эмалирован-

ные НКТ металлоемкость труб снижается

на 13–40 %.

По результатам ГДИ настораживает воз-

растание депрессии при сравнимых вели-

чинах дебита (время отработки скважины

45 сут, на наш взгляд, достаточное), что,

в принципе, можно объяснить падением

пластового давления в зоне скв. 1164 за пе-

риод проведения ремонтных работ.

При зафиксированном падении пла-

стового давления за 7 мес на 0,157 МПа,

возможно, произошли необратимые про-

цессы, связанные с подъемом уровня ГВК,

и соответствующее ухудшение продуктивных

характеристик скважины, о чем свидетель-

ствует нарастание крутизны индикаторных

диаграмм (см. рис. 1 и 2). Однако поло-

жительный эффект уменьшения трения

и, соответственно, снижения потерь дав-

ления по стволу очевидны. В противовес

ожидаемому положительному эффекту от

применения эмалированных НКТ имеет

место ограничение продуктивности сено-

манского горизонта в зоне расположения

скв. 1164.


1. Перепеличенко В.Ф. Оценка возможности повыше-

ния дебита скважин за счет применения внутренних

защитных покрытий НКТ для условий Астрахан-

ского ГКМ / В. Ф. Перепеличенко, В. И. Тихомиров,

В. А. Ляшенко, В. А. Дербенев // Газовая промышлен-

ность. – 2009. – С. 56–59.

2. Гусаков Н. А., Кучеров Г. Г., Дикамов Д. В. Теорети-

ческие исследования по применению эмалированных

труб при добыче газа // Наука и техника в газовой

промышленности. – 2007. – № 2. – С. 36–40.

Qж, м3/сут Эмалированные трубы Трубы без покрытий

ΔМ**Внутренний диа-метр (расчет), м

DНКТ

* ближайший по стандарту, м

Масса 1 м длины выбранной тру-бы, т

Внутренний диа-метр (расчет), м

DНКТ

* ближайший по стандарту, м

Масса 1 м длины выбранной тру-бы, т

10 0,0600 0,06200,0760 9,16 0,0885 0,0886

0,1016 15,22 1,66

20 0,0640 0,07600,0889 13,22 0,1000 0,1003

0,1143 18,47 1,40

30 0,0700 0,07600,0889 13,22 0,1316 0,1330

0,1461 22,40 1,69

40 0,0750 0,07600,0889 13,22 0,1376 0,1330

0,1461 22,40 1,69

Результаты расчета сравнительной металлоемкости труб

* Внутренний/наружный диаметр.

** ΔM – отношение массы секций эмалированных и стальных труб.

Американская компания развивает газовый успех в МозамбикеАмериканская нефтегазовая компания Anadarko Petroleum Corporation сообщила в конце августа 2011 г. об очередном

успехе в области разведки запасов природного газа на шельфе государства Мозамбик на юго-востоке африканского

континента. В результате бурения разведочной скважины Barquentine-2 в бассейне Рувума был зафиксирован газонос-

ный слой более 70 м. Глубина разведочной скважины Barquentine-2 составила около 4100 м при глубине моря 1650 м.

Поисковое бурение будет продолжаться. Извлекаемые запасы природного газа на данном месторождении, по оценкам,

могут достигать 170 млрд м3. Старший вице-президент по разведке Anadarko Боб Даниелс подчеркнул, что компания

продолжит интенсивную поисковую деятельность в бассейне Рувуна. Anadarko намерена построить в регионе завод

по производству сжиженного природного газа для экспорта топлива на международный рынок. В 2010 г. компания

сообщала о трех крупных газовых открытиях в бассейне Рувума.

По материалам Anadarko, Reuters, LNG World News


Особенностью технологических

операций, проводимых в скважине,

является нестационарность гидрав-

лического состояния и поведения системы

«скважина – массив горных пород», кон-

троль и регулирование которых остается

одной из главных проблем в технологии

буровых работ [1]. Происходящие при

бурении процессы интенсивного гидрав-

лического и физико-химического взаи-

модействия флюидонасыщенных пластов

и неустойчивых горных пород, нарушая

технологию, приводят к различного рода

осложнениям. Негативным последствием

этих неупорядоченных процессов стано-

вится закономерное снижение ключевых

показателей качества и эффективности

строительства скважин: ухудшение коллек-

торских свойств прискважинной и удален-

ной зон продуктивных пластов, нарушение

герметичности крепи с возникновением

межпластовых перетоков, заколонных

флюидопроявлений и объединением про-

дуктивной толщи в единый фильтр, обвал

стенок скважины при бурении и прихват

оборудования. В конечном счете все эти

последствия приводят к раннему и про-

грессирующему обводнению скважин,

нарушению систем разработки нефтега-

зовых залежей и снижению интегрального

показателя – коэффициента извлечения

нефти.

Применение традиционных и вновь

разрабатываемых технологий, как пока-

зывает промысловый опыт, не приводит

к эффективному решению этих технологи-

ческих проблем. Сложившееся положение

обусловлено тем, что применяемые и раз-

рабатываемые технологии и технические

средства направлены на решение частных

промысловых задач каждого этапа бурения

и заканчивания скважин.

В связи с этим предлагается исполь-

зовать при бурении нефтяных и газовых

скважин систему «магнит – магнитная

буровая жидкость». Идея заключается

в замене существующих буровых раство-

ров магнитной жидкостью и во включении

в состав бурильной колонны постоянных

магнитов (рис. 1).

Магнитная жидкость представляет

собой коллоидную дисперсию магнитных

материалов (ферритов, солей железа)

с частицами размером от 5 нм до 10 мкм,

стабилизированными в полярной (водной)

или неполярной (углеводороды и силико-

ны) среде с помощью поверхностно-ак-

тивных веществ или полимеров [2]. Они

сохраняют устойчивость в течение двух-

пяти лет и обладают при этом хорошей

текучестью в сочетании с магнитными

свойствами.

УДК 622.24

Технология безаварийного бурения нефтяных и газовых скважин с помощью магнитного бурового раствораА. А. Гулин (Астраханский ГТУ)

Усложнение геолого-технических условий строительства и эксплуатации нефтя-

ных и газовых скважин негативно сказывается на их качестве и эффективности.

Существующие буровые растворы кольматируют пласт, являются причиной

обвалов стенок скважин, что особенно сильно проявляется при бурении сверх-

глубоких скважин. Для решения перечисленных проблем разработан новейший

метод бурения с помощью магнитного бурового раствора.

Рис. 1. Схема работы системы «магнит – магнитный буровой раствор»

77

п р о и з в о д с т в о и э н е р г о с б е р е ж е н и е

Продолжительность капиллярного вса-

сывания (в мин) для жидкости различного

состава:

По приведенной характеристике видно,

что при угле смачивания 168° (самый боль-

шой угол среди наномодифицированных

поверхностей) продолжительность капил-

лярного всасывания составляет всего 100

мин. Этот недостаток связан с тем, что

(рис. 2) для достижения максимального

эффекта в полостях нановыступов должен

быть воздух, который, как подушка, удержи-

вал бы молекулу воды, но в скважине его нет.

Поэтому данный способ не решает проблему

укрепления стенок скважины.

Эффект действия системы «магнит –

магнитная буровая жидкость» заключается

в том, что магнитное поле от постоянного

магнита радиально стабилизирует поток

бурового раствора, что исключает его

поглощение, и бурильную колонну по оси

скважины, что исключает ее слом и перети-

Основные характеристики магнитных

растворов приведены ниже.

Применение данного метода обуслов-

ливает:

• упрочнение ствола скважины за счет

удержания столба жидкости в определен-

ных границах магнитным полем (устранение

фильтрации жидкости в пласт), а также за счет

давления на стенки от магнитного поля;

• стабилизацию бурильной колонны строго

по оси скважины за счет действия магнит-

ных полей;

• отсутствие глинистой корки в связи с со-

ставом магнитной жидкости.

В ходе исследования проведен анализ

и выявлены недостатки самого эффектив-

ного из существующих на сегодняшний день

методов упрочнения ствола скважины – ис-

пользования наномодифицированного дис-

персного кремнезема [3], характеристика

которого приведена ниже.

Рис. 2. Капля воды на поверхности наномоди-фицированного дисперсного кремнезема

Внешний вид .............................................................................................................Сыпучий порошок от белого до серо-желтого цветаВодородный показатель (рН суспензии) ......................................................................................................................................................2,0–10,0Гидрофобность, % ......................................................................................................................................................................................................... До 99,8Насыпная плотность, г / дм3 ......................................................................................................................................................................................40–245Площадь удельной поверхности, м2 / г .............................................................................................................................................................. До 440Эффективный краевой угол смачивания поверхности, обработанной МДК «Кварц», градус ...............................До 168

100%-я дистиллированная вода ...................................0,14Концентрированная эмульсия ........................................ 0,35Кремнезем + МДК «Кварц» объемной долей 0,01–0,05 % ...............................3,14–3,50Кремнезем + МДК «Кварц» объемной долей 0,3 % ........................................................... 100

Намагниченность насыщения, кА / м ...................................................................До 120Вязкость, Па·с .......................................................От 0,001 до 1,0Плотность, кг / м3 ................................................От 950 до 1800Рабочая температура ........................................Определяется температурой кипения жидкости-носителя

рание об обсадные колонны. Также раствор

не образует глинистой корки, которая ведет

к сужению диаметра ствола скважины, при

подъеме бурильной колонны корка сдира-

ется и над долотом образуется сальник,

уплотняющийся при подъеме, что приводит

к прихвату оборудования.


1. Булатов А. И., Проселков Ю. М., Шаманов С.А. Техника

и технология бурения нефтяных и газовых скважин. –

М. : Недра, 2003. – С. 1007.

2. Вегера Ж. Г. Эффекты структурной организации

коллоидных частиц и микрочастиц дисперсного не-

магнитного наполнителя в магнитной жидкости при

ее взаимодействии с электрическими и магнитными

полями: дис. ... канд. физ.-мат. наук. – Ставрополь,

2004.

3. Поляков В. Н., Кузнецов Ю. С. Реагент МДК «Кварц»

в технологических процессах строительства и экс-

плуатации скважин // Нефтяное хозяйство. – 2003. –

№ 8.

Total сообщила об открытии месторождения на КаспииКрупная французская нефтегазовая компания Total объявила 9 сентября 2011 г. об открытии месторождения природного

газа в Каспийском море на шельфе Азербайджана на блоке Апшерон. Международные эксперты считают, что благодаря

данному открытию поставки газа на рынки Евросоюза могут в будущем существенно возрасти. Глубина скважины на струк-

туре Апшерон составила 6550 м при глубине моря 500 м. Бурение осуществлялось в северной оконечности блока, площадь

которого составляет 270 км2. Как ожидается, запасы углеводородов распространяются на всей северной части данной

структуры. Первые результаты бурения на Апшероне свидетельствуют о том, что месторождение может содержать несколько

триллионов кубических футов газа и газового конденсата. Месторождение Апшерон расположено в 100 км к югу от азер-

байджанской столицы Баку и в 25 км на северо-восток от другого крупного газоконденсатного месторождения в стране

Шах-Дениз. Дочернее предприятие французского гиганта Total EP Absheron является оператором на Апшероне и владеет

долей 40 %. Такая же доля принадлежит Государственной нефтяной компании Азербайджана SOCAR. Оставшимися 20 %

владеет другая французская компания – GDF SUEZ. Total работает в Азербайджане с 1996 г. и участвует в ряде проектов

по производству углеводородов и их транспортировке на международные рынки. Ранее SOCAR заявляла, что к 2020–2025 гг.

Азербайджан сможет экспортировать на мировой рынок от 25 млрд до 30 млрд м3 природного газа.По информации Total, Rigzone, Bloomberg


Обеспечение защищенности от ава-

рий и их последствий на объектах

транспортного комплекса ОАО «Газ-

пром» является приоритетной задачей,

решение которой достигается благодаря

соблюдению требований федерального

законодательства Российской Федерации

к безаварийному функционированию как

существующих производственных процес-

сов добычи, транспортировки, хранения,

переработки и использования газа, так

и транспортных схем в рамках реализации

новых инвестиционных проектов разработки

месторождений и строительства газотранс-

портных систем.

В связи с этим Департаментом инвести-

ций и строительства ОАО «Газпром» с 2007 г.

организована системная работа, направлен-

ная на предупреждение аварийного выхода

из строя транспортных средств и объектов

транспортной инфраструктуры, а также на

реализацию комплекса организационно-

технических мероприятий, направленных

на обеспечение техногенной безопасности

транспортного комплекса компании.

В соответствии с положениями ГОСТ Р

22.0.05–94 [1] понятие техногенной опас-

ности определено как состояние, внутренне

присущее технической системе, промыш-

ленному или транспортному объекту, реа-

лизуемое в виде поражающих воздействий

источника техногенной чрезвычайной ситуа-

ции на человека и окружающую среду при

его возникновении либо в виде прямого или

косвенного ущерба для человека и окру-

жающей среды в процессе нормальной

эксплуатации этих объектов. Таким обра-

зом, техногенная безопасность содержит

в себе разделы промышленной и пожарной

безопасности, безопасности жизнедеятель-

ности, безопасности зданий и сооружений,

охраны труда и окружающей среды. Причем

указанные разделы, направленные на пре-

дупреждение возникновения техногенной

опасности, рассматриваются не обособ-

ленно друг от друга, а в комплексе.

Наиболее вероятными причинами возник-

новения чрезвычайных ситуаций техноген-

ного характера на объектах транспортного

комплекса ОАО «Газпром» могут являться:

• несоблюдение требований государствен-

ных и отраслевых стандартов, техники без-

опасности, экологических и других норм;

• недостаточное выполнение или несоблю-

дение требований технологий производства

работ при значительном моральном и физи-

ческом износе транспортных средств и объ-

ектов транспортной инфраструктуры;

• неполное материально-техническое

обеспечение структурных подразделений

дочерних обществ ОАО «Газпром»;

• недостаточное внимание к проведению

комплекса предупреждающих мероприятий,

направленных на предотвращение возник-

новения чрезвычайных ситуаций техноген-

ного характера и уменьшение их негативных

последствий;

• неудовлетворительное состояние хране-

ния и утилизации отходов.

Для объективной оценки качества экс-

плуатации объектов транспортного ком-

плекса ОАО «Газпром», соблюдения тре-

бований действующего законодательства

и нормативно-правовых актов Российской

Федерации, а также нормативной и техни-

ческой документации Департаментом ин-

вестиций и строительства ОАО «Газпром»

с 2009 г. организовано ежегодное про-

ведение комплексных проверок условий

эксплуатации и обслуживания объектов

автомобильного, водного и железнодо-

рожного транспорта в газодобывающих

и газотранспортных дочерних обществах,

а также работ по оценке их организацион-

но-технической готовности к требованиям

технических регламентов Российской Фе-

дерации. Проверки проводятся в соответ-

УДК 658.382.3

Организация и обеспечение техногенной безопасности транспортного комплекса ОАО «Газпром»В. Г. Рахманько, А. В. Грохотов, Ю. Н. Пахомов (ОАО «Газпром»),

С. В. Власов, С. А. Егурцов (ООО «Газпромэнергодиагностика»)

Обеспечение техногенной безопасности объектов транспортного комплекса

ОАО «Газпром» предполагает разработку различных подходов и методик, позво-

ляющих анализировать состояние защищенности объектов и оценивать виды

опасностей на всех стадиях их жизненного цикла, создание эффективных систем

защиты персонала и окружающей среды от опасных производственных факторов,

а также контроль за выполнением требований федерального законодательства

Российской Федерации к их безаварийному функционированию.

Рис. 1. Железнодорожный подъездной путь ООО «Газпром трансгаз Томск»

79


ствии с положениями [2, 3] с привлечением

специализированных организаций, обла-

дающих квалифицированным персоналом

и современным диагностическим обору-

дованием, необходимым для выполнения

работ по выборочному инструментальному

контролю оборудования.

Результаты проверок объектов транс-

портной инфраструктуры, в том числе тех-

нических устройств, сооружений и средств,

используемых при транспортировании опас-

ных веществ, таких как железнодорожные

пути необщего пользования, расположенные

на опасных производственных объектах

(рис. 1); пункты погрузки-выгрузки опасных

веществ (рис. 2); автомобильные транс-

портные средства, предназначенные для

перевозки опасных грузов (рис. 3) позволяют

определить направления систематизации,

стандартизации и распространения новых

информационных и управленческих подхо-

дов к обеспечению техногенной безопас-

ности объектов транспортного комплекса

ОАО «Газпром».

В настоящее время ключевыми направ-

лениями обеспечения техногенной безопас-

ности объектов транспортного комплекса

ОАО «Газпром» являются:

• обеспечение устойчивого функционирова-

ния и развитие системы промышленной без-

опасности и качества сервисных работ;

• гарантирование безопасности транспор-

тировки грузов и транспортного обслужива-

ния опасных производственных объектов;

• совершенствование конструкционных

параметров объектов транспорта, эксплуа-

тирующихся на опасных производственных

объектах;

• совершенствование технологий контроля

за транспортировкой грузов и надежностью

функционирования объектов транспорта;

• анализ видов опасностей и управление

рисками на объектах транспорта;

• обеспечение безопасности жизнедея-

тельности и охраны труда персонала при

транспортном обеспечении объектов основ-

ного производства в регионах со сложными

природно-климатическими условиями.

В целях реализации указанных на-

правлений в рамках Программы НИОКР

ОАО «Газпром» на 2009 г. был разработан

СТО Газпром 2-1.13-489–2010 «Положение

о системе обеспечения промышленной

безопасности и качества сервисных ра-

бот объектов транспорта ОАО «Газпром»,

определяющий организационную структуру

этой системы (рис. 4). Данная система по-

зволяет осуществлять централизованный

подход к организационным и техниче-

ским вопросам обеспечения техногенной

безопасности транспортного комплекса


Учитывая, что одним из основополагаю-

щих разделов техногенной безопасности

является промышленная безопасность,

Департаментом инвестиций и строительства

ОАО «Газпром» организована реализация

ежегодных программ экспертно-диагно-

стических работ на объектах транспорта

ОАО «Газпром», формирование которых

предусмотрено положениями [4]. Рас-

смотрение на ежегодно организуемых Де-

партаментом инвестиций и строительства

ОАО «Газпром» совещаниях по вопросам

промышленной безопасности объектов

транспорта результатов выполнения экс-

пертно-диагностических работ, предусмот-

ренных программами на 2008–2010 гг.,

показывает системный характер их про-

ведения. В рамках программ проводятся

работы по техническому диагностированию

и экспертизе промышленной безопасно-

сти транспортных средств, оборудования

и технических устройств, эксплуатируемых

на опасных производственных объектах

(передвижные автогазозаправщики, паро-

подогревательные установки, автозапра-

вочные станции, автогазонаполнительные

компрессорные станции и т. д.).

Поддержание в актуальном состоянии

нормативно-методической базы системы

обеспечения промышленной безопасности

объектов транспорта компании в области

техногенной безопасности осуществля-

ется в соответствии с действующими нор-

мативными и правовыми документами,

а также благодаря разработке новых стан-

дартов в рамках Системы стандартизации

ОАО «Газпром». Только в 2010 г. были раз-

работаны и введены в действие пять новых

нормативных документов [5–9], регламен-

тирующих процессы обеспечения техноген-

ной безопасности объектов авиационного,

автомобильного и железнодорожного

транспорта.

Следует отметить, что для разработки

стандартов в рамках Системы стандарти-

зации ОАО «Газпром» привлекаются спе-

циализированные организации, имеющие

многолетний опыт выполнения научно-ис-

следовательских работ для компании и ее

дочерних обществ, а также положительно

проявившие себя в реализации систем-

ных проектов в газовой промышленности

и сфере транспорта.

Как следует из организационной струк-

туры системы обеспечения промышленной

безопасности и качества сервисных работ

объектов транспорта ОАО «Газпром», ее

основной задачей является безопасное

и качественное транспортное обеспечение

объектов основного производства. Транс-

портное обеспечение объектов основного

производства, а также строительство новых

объектов транспортной инфраструктуры, не-

обходимых для реализации инвестиционных

проектов Газпрома в Дальневосточном, Си-

бирском федеральных округах и в регионах

Крайнего Севера России, осуществляется

в условиях влияния неблагоприятных при-

родных геологических и гидрометеороло-

гических процессов. При этом ключевыми

элементами транспортного комплекса,

обеспечивающими потребности Общества

в перевозке вахтового персонала, крупнога-

баритных и тяжеловесных грузов, товарной

продукции дочерних обществ и организаций,

проведение ремонтных, аварийных и вос-

Рис. 2. Пункт погрузки-выгрузки опасных веществ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

Рис. 3. Спецтехника для перевозки опасных грузов ООО «Газпром трансгаз Югорск»


становительных работ на газопроводах, яв-

ляются автомобильный, железнодорожный

и водный транспорт.

В целях обеспечения эксплуатации

объектов транспортного комплекса в со-

ответствии с требованиями новых тех-

нических регламентов [10–14] Депар-

таментом инвестиций и строительства

ОАО «Газпром» ежегодно выявляются ос-

новные проблемные направления на всех

этапах их жизненного цикла. Особое вни-

мание уделяется обеспечению безопасных

перевозок опасных грузов, в том числе

газов сжатых, сжиженных и растворенных

под давлением, легковоспламеняющихся

жидкостей, едких и коррозионных веществ.

С учетом того, что используемые для дан-

ных целей спецтехника, подвижной состав

и плавсредства имеют значительный срок

службы, перевозка опасных грузов тре-

бует особого соблюдения норм и правил

и должна осуществляться с учетом тре-

бований российского и международного

законодательства. При этом наибольшую

актуальность имеет проблема обеспечения

безопасности дорожного движения на уда-

ленных территориях в сложных природно-

климатических условиях. Это подтверждает

анализ данных об авариях и инцидентах

с участием автомобильных транспортных

средств ОАО «Газпром» на п-ове Ямал при

обустройстве Бованенковского НГКМ, кото-

рый показывает, что основными причинами

их возникновения являются человеческий

фактор и нарушение действующих правил

и нормативных документов.

Стратегия деятельности дочерних об-

ществ Газпрома в области предупреждения

и профилактики несчастных случаев при

использовании автотранспортных средств

определена Основными мероприятиями

по предупреждению дорожно-транс-

портных происшествий на автомобиль-

ном транспорте организаций системы

ОАО «Газпром», утвержденными заме-

стителем председателя правления ОАО

«Газпром» А. Г. Ананенковым 6 марта 2004 г.

Актуализация данных мероприятий преду-

смотрена Решением научно-практической

конференции «Обеспечение промышлен-

ной безопасности объектов транспорта

ОАО «Газпром» от 24 января 2011 г. № 03–

89. Кроме того, по итогам научно-прак-

тической конференции газодобываю-

щим и газотранспортным обществам

ОАО «Газпром» дано поручение организо-

вать ежегодное проведение регламентных

работ по содержанию автомобильных мо-

стовых сооружений, своевременное тех-

ническое диагностирование, мониторинг,

испытание в условиях действия статиче-

ских и динамических нагружений, а также

актуализацию их паспортов технического

состояния, разработку проектов усиления,

ремонта и реконструкции (рис. 5).

В свою очередь, основные критерии по-

вышения безопасности дорожного движе-

ния в дочерних обществах и организациях

ОАО «Газпром» должны стать неотъемлемой

частью производственной деятельности.

Деятельность дочерних обществ и организа-

ций ОАО «Газпром» должна быть направлена

на следующие мероприятия:

• обеспечение постоянного контроля за ис-

пользованием транспортных средств строго

по назначению;

• проведение регулярных инструктажей

с водительским составом по Правилам

дорожного движения;

• проведение регулярного медицинского

освидетельствования состояния здоровья

водителей перед выездом на линию и воз-

вратом их в гараж;

• обеспечение ежедневного контроля

за техническим состоянием транспортных

средств перед выездом их на линию, а так-

же за безопасным проведением ремонт-

ных работ и технического обслуживания

техники;

• совершенствование работы кабинетов

по безопасности дорожного движения,

оснащение их современными наглядными

пособиями и техническими средствами.

Особое внимание Департамент инве-

стиций и строительства ОАО «Газпром»

уделяет вопросам обеспечения техноген-

ной безопасности объектов транспортного

комплекса при реализации инвестиционных

проектов ОАО «Газпром» в районах Крайнего

Севера России. Промышленное освоение

крупнейших месторождений углеводо-

родного сырья на п-ове Ямал, в том числе

Бованенковского, Харасавэйского, Крузен-

штернского, Новопортовского, имеющих

стратегическое значение для обеспечения

энергетической безопасности Российской

Федерации, связано с созданием на п-ове

Ямал уникальной транспортной инфра-

структуры, ключевым элементом которой

является железнодорожная линия Об-

ская – Бованенково, ставшая важнейшим Рис. 4. Организационная структура системы обеспечения промышленной безопасности и каче-ства сервисных работ на объектах транспорта ОАО «Газпром»

81


элементом при реализации ОАО «Газпром»

мегапроекта Ямал.

Железнодорожная линия Обская – Бова-

ненково протяженность которой до станции

Карская составляет 572,17 км, включает

3 участковые станции, 13 разъездов и

70 мостов общей длиной более 12 км, рас-

положена на уникальных инженерно-гео-

криологических территориях п-ова Ямал.

В процессе эксплуатации железнодорожной

линии Обская – Бованенково неизбежно

образование специфической природно-

техногенной системы, в которой природные

и инженерные объекты могут находиться

в сложном, изменяющемся во времени

и пространстве взаимодействии. При этом

техногенные воздействия могут вызвать

развитие опасных физико-геологических

процессов, в том числе тепловых осадок,

термоэрозии, подтопления, пучения, на-

ледеобразования, приводящих к дефор-

мациям балластной призмы железнодо-

рожного пути.

В целях своевременного и обоснованного

выбора комплекса защитных мероприятий,

направленных на сохранение экологической

ситуации и обеспечение безаварийной экс-

плуатации объектов автомобильного, авиа-

ционного и железнодорожного транспорта,

Департаментом инвестиций и строитель-

ства ОАО «Газпром» организована работа

по обеспечению комплексной техногенной

безопасности транспортной системы п-ова

Ямал. В рамках данной работы предусмот-

рено проведение анализа:

• проектных и существующих транспорт-

но-логистических схем автомобильного

и железнодорожного транспорта для обу-

стройства и функционирования нефтега-

зоконденсатных месторождений с позиции

безопасного техногенного взаимодействия

всех видов транспорта;

• проектных мероприятий по минимизации

техногенных воздействий на окружающую

среду сооружений вертодрома Бованен-

ковского НГКМ, железнодорожных станций

Обская, Паюта, Сохонто, Бованенково,

Карская, порта Харасавэй, а также уни-

кального железнодорожного моста через

р. Юрибей.

При этом особое внимание уделяет-

ся идентификации объектов транспорта

по признакам принадлежности к опасным

производственным объектам и к объектам,

расположенным на территориях, подвер-

женных риску возникновения и развития

опасных природных процессов и техноген-

ных воздействий.

Кроме того, в рамках совершенствования

технологий контроля за транспортировкой

грузов и надежностью функционирования

объектов транспорта ОАО «Газпром» про-

водится оценка соответствия организации

и проведения погрузочно-разгрузочных

работ применительно к опасным, круп-

ногабаритным и тяжеловесным грузам

требованиям действующих нормативных

и технических документов и контролю планов

действий по предупреждению и ликвидации

чрезвычайных ситуаций.

В настоящее время Департаментом ин-

вестиций и строительства ОАО «Газпром»

принято решение об организации работ

по обеспечению техногенной безопасности

объектов транспортного комплекса про-

граммно-целевым методом, направленным

на систематизацию и приведение в со-

ответствие существующим требованиям

техногенной безопасности норм в области

защиты персонала и объектов основного

производства от аварий и чрезвычайных си-

туаций на транспортном комплексе, охраны

окружающей среды от неблагоприятной

деятельности объектов транспортного

комплекса ОАО «Газпром», экологической

и пожарной безопасности, охраны труда,

а также требований государственных

стандартов в области транспорта. Для

достижения поставленной цели в рамках

Системы стандартизации ОАО «Газпром»

предусмотрена разработка концепции

Комплексной программы обеспечения

промышленной безопасности на объектах

транспорта ОАО «Газпром», предусмат-

ривающей организацию и проведение

комплекса программных мероприятий,

требующих длительных сроков реали-

зации, взаимосвязанных по конкретным

задачам, срокам, этапам исполнения и от-

ветственным организациям, выполнение

которых позволит обеспечить требуемый

уровень техногенной безопасности дан-

ных объектов.


1. ГОСТ Р 22.0.05–94 Безопасность в чрезвычайных

ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации.

Термины и определения.

2. СТО Газпром 2-3.5-032–2005 «Положение по ор-

ганизации и проведению контроля за соблюдением

требований промышленной безопасности и обес-

печением работоспособности объектов Единой

системы газоснабжения ОАО «Газпром».

3. СТО Газпром 1.14–2009 «Порядок организации

и проведения контроля (надзора) в ОАО «Газпром»

за соблюдением требований, установленных в стан-

дартах и других нормативных документах».

4. СТО Газпром 2-1.13-489–2010 «Положение о си-

стеме обеспечения промышленной безопасности

и качества сервисных работ объектов транспорта


5. Р Газпром 2-6.1-460–2010 «Диагностика рель-

сов и стрелочных переводов железнодорожных

подъездных путей, эксплуатируемых в условиях

Крайнего Севера».

6. Р Газпром 2-6.1-461–2010 «Диагностика мостов

и путепроводов железнодорожных подъездных

путей, эксплуатируемых в условиях Крайнего

Севера».

7. Р Газпром 2-6.1-462–2010 «Мониторинг место-

положения и параметров движения транспортных

средств».

8. Р Газпром 2-6.1-475–2010 «Система неразрушаю-

щего контроля и технического диагностирования

объектов наземного авиационно-технического

комплекса. Основные положения».

9. Р Газпром 2-6.1-478–2010 «Система неразрушаю-

щего контроля и технического диагностирования

воздушных судов. Основные положения».

10. Технический регламент о безопасности колесных

транспортных средств, утвержден Постановлением

Правительства РФ от 10 сентября 2009 г. № 720.

11. Технический регламент о безопасности объек-

тов внутреннего водного транспорта, утвержден

Постановлением Правительства РФ от 12 августа

2010 г. № 623.

12. Технический регламент о безопасности ин-

фраструктуры железнодорожного транспорта,

утвержден Постановлением Правительства РФ

от 15 июля 2010 г. № 525.

13. Технический регламент о безопасности же-

лезнодорожного подвижного состава, утвержден

Постановлением Правительства РФ от 15 июля

2010 г. № 524.

14. Технический регламент о безопасности машин

и оборудования, утвержден Постановлением Пра-

вительства РФ от 15 сентября 2009 г. № 753.

Рис. 5. Техническое диагностирование автомо-бильного моста ООО «Газпром добыча Надым»



Эффективная и безопасная защита промышленных объектов от пожараДля любого промышленного объекта, будь то технологическая установка, объекты автоматизации и управ-

ления или просто административное здание, противопожарная защита и устойчивость в случае чрезвы-

чайного происшествия является одним из ключевых факторов общей безопасности. Особенно важно, что

от качества противопожарной защиты напрямую зависит не только непрерывность производственного

цикла, но и жизнь персонала.

Создание эффективной и безопасной системы

пожаротушения долгое время являлось трудной

и практически нерешаемой задачей. Веками

служившая для этих целей вода в наше время

все чаще неприменима на высокотехнологичных объектах

в связи с присутствием на них сложной и дорогостоящей

электронной техники, горючих и взрывоопасных веществ

и т. д. Растет техническая оснащенность промышлен-

ных предприятий, процессы контроля и управления все

больше автоматизируются. При этом опасность возник-

новения возгорания не только остается, но и возрастает

из-за увеличения плотности расположения оборудования

и кабельных трасс.

До недавнего времени единственным вариантом тушения

сложных технологических установок было традиционное

газовое пожаротушение. Его идея состоит в создании

в области горения условий, в которых пламя не может

существовать. При этом удается избежать механического

воздействия на защищаемые объекты и повреждения

за счет попадания воды, пены или порошка. Главным

ограничением для широкого применения систем газового

пожаротушения на промышленных объектах являлась

смертельная опасность такого способа противопожарной

защиты для персонала, а также серьезная экологическая

опасность наиболее распространенных агентов для

газового пожаротушения. Углекислота и хладоны –

типичные примеры традиционных газовых огнетушащих

веществ. Чем же они опасны?

Первый способ потушить пожар газом – снизить концент-

рацию кислорода за счет разбавления воздуха в помеще-

нии не поддерживающим горение (инертным) газом, одна-

ко, чтобы потушить пожар, нужно создать очень высокую

концентрацию газа-разбавителя – 40 % и более. В этом

случае в воздухе остается слишком мало кислорода для

поддержания пламени. Но и для дыхания его не остается:

тушение происходит при снижении кислорода до 10–11 %,

на практике это значение опускается еще ниже, чтобы

скомпенсировать возможный приток кислорода через

неплотности и скрытое горение – тление. При этом порог

смертельной гипоксии для человека, по данным NASA,

составляет 12,3 %, в российских нормативно-технических

документах опасной считается среда с концентрацией

кислорода ниже 16 %, т. е. нахождение в зоне действия

любой установки на основе инертных газов высокого

давления (азот, инерген, аргон, различные смеси). Еще

хуже обстоит дело с самым распространенным газо-

вым агентом – углекислым газом, который сам по себе

в концентрации более 5 % может вызвать нарушение

дыхания, потерю сознания и смерть, а ведь этот порог

в 8 раз ниже эффективной огнетушащей концентрации.

Безопасным такое решение не назовешь.

Настоящий прорыв в газовом пожаротушении произо-

шел после открытия огнетушащих свойств популярной

во второй половине прошлого века группы продукции

технической химии – хладонов. Они легко разлагаются

в пламени и выделяют активные продукты распада, что

приводит к тушению огня. К сожалению, первые радуж-

ные надежды, что хладоны станут безопасными агента-

Операция по заправке модуля 3M™ Novec™ 1230


83

ми, быстро развеялись. Наиболее эффективные с точки зрения

пожаротушения хладоны оказались и наиболее агрессивными

для окружающей среды – они активно разрушали озоновый слой.

После долгих исследований изменений климата и роли хладонов

в этом процессе на международном уровне было принято решение

отказаться от их использования во всех странах мира. Не обошел

этот процесс и Россию, которая под угрозой экономических санкций

со стороны международных организаций полностью отказалась

от производства и импорта озоноразрушающих хладонов в 2000 г.

Остались в обращении лишь некоторые аналоги, не проявляющие

озоноразрушающих свойств, но и в плане эффективности огнету-

шения и рабочей концентрации они сильно уступают запрещенным

хладонам и также представляют опасность для атмосферы (в данном

случае как парниковые газы). Вероятнее всего, ограничение их

использования станет следующим этапом программы по борьбе

с глобальным потеплением. В свете ратификации в России Киот-

ского протокола к рамочной конвенции ООН об изменении климата

на уровне Федерального закона от 4 ноября 2004 г. № 128-ФЗ этот

процесс выглядит все более неотвратимым.

Сейчас благодаря разработкам ученых международной компании

3М появилась возможность совместить эффективность и быстро-

ту тушения газовым способом с безопасностью для персонала,

атмосферы и сложного оборудования. Жидкость 3M™ Novec™ 1230

впервые в газовом пожаротушении позволила добиться зоны

безопасности между рабочей концентрацией и гарантированно

безопасным пороговым уровнем для человека в 138 % при нулевом

озоноразрушающем потенциале. Этот запас гарантирует сохране-

ние здоровья и жизни персонала, обслуживающего оборудование

в зоне работы установки.

Как правило, использование жидкости 3M™ Novec™ 1230 эффек-

тивно для следующих объектов:

• технологических помещений – насосных, перекачивающих стан-

ций, аппаратных управлений АСУТП, систем ERP, объектов связи,

складских помещений и лабораторий, электрощитовых;

• передвижных объектов – танкеров для нефти и сжиженного газа,

шельфовых платформ, дизель-генераторных электростанций;

• объектов инфраструктуры и административных зданий – поме-

щения серверных, центров обработки данных, архивов, хранилищ

данных.

При распылении вещество 3M™ Novec™ 1230 мгновенно перехо-

дит в газообразное состояние и за 10 с гасит пламя. Пары этого

агента отнимают тепло при контакте с пламенем, но не разлага-

ются и совершенно безопасны для электронной техники. Поэтому

минимизируются присутствие в воздухе вредных для человека

веществ и риск повреждения оборудования, а с учетом высокой

безопасности самого агента установка не создает угрозы для

персонала в помещении.

Установки с 3M™ Novec™ 1230 разрабатывались с учетом совре-

менных требований по компактности и автономности, в результате

чего они могут использоваться на передвижных объектах в усло-

виях нехватки свободной площади и в тесных помещениях. Этому

способствует и более низкая рабочая концентрация по сравнению

с хладонами и углекислотой, т. е. требуется меньше вещества для

защиты такого же объема помещения.

В России уже несколько лет идет активное оснащение новых и рекон-

струируемых объектов безопасными установками газового пожа-

ротушения на основе вещества 3M™ Novec™ 1230. Российские

сертификаты полностью подтвердили высокие характеристики агента,

как по эффективности тушения, так и по безопасности, а опыт экс-

плуатации на реальных объектах показал стопроцентную надежность

установок. Газовое огнетушащее вещество 3M™ Novec™ 1230 внесено

в основной документ МЧС России, регламентирующий проектиро-

вание установок автоматического газового пожаротушения, – свод

правил СП 5.13130.2009 под своим техническим названием ФК-5-1-12

согласно международному стандарту ISO 14520-5:2005(E).

Благодаря современным решениям в области противопожар-

ной защиты предприятия газовой промышленности получили

возможность обеспечить безопасность своих объектов в случае

чрезвычайной ситуации, устойчивость управления технологиче-

скими процессами, а главное, гарантировать сохранность жизней

персонала.

3М Россия

121614, г. Москва, ул. Крылатская, д. 17, стр. 3

Бизнес-парк «Крылатские холмы»

Тел.: + 7 (495) 784-74-74 (многоканальный)

Тел.: +7 (495) 784-74-79 (call-центр)

Факс: +7 (495) 784-74-75

www.3MRussia.ru/OilGas

Средство газового пожаротушения 3M™ Novec™ 1230 – 100%-й диэлектрик. Приборы продолжают работать


Внастоящее время разработка Бо-

ваненковской группы месторожде-

ний на п-ове Ямал является одной

из приоритетных задач ОАО «Газпром».

Согласно программе комплексного освое-

ния месторождений к 2030 г. на Ямале

будет добываться более 300 млрд м3 газа

в год. Это крупнейший энергетический

проект в истории России, не имеющий

аналогов по уровню сложности. Наиболее

значительным по запасам природного газа

месторождением на п-ове Ямал является

Бованенковское – 4,9 трлн м3.

Освоение и ввод в действие Бованен-

ковского НГКМ сопровождается все более

возрастающим техногенным воздействием

на окружающую среду, что способствует

усилению опасных проявлений негативных

экзогенных процессов, в том числе водно-

эрозионных [1–3].

Сложившаяся ситуация с распростра-

нением водно-эрозионных процессов усу-

губляется рядом факторов, обусловленных

климатическими и зональными особенно-

стями территории:

• распространением многолетнемерзлых

пород (ММП);

• слабым агрегатным сцеплением частиц

почвогрунта;

• малой толщиной органогенного и гуму-

соаккумулятивного слоя;

• практическим отсутствием впитывающей

способности почвогрунтов, что обусловлива-

ет концентрацию поверхностного стока.

Опыт показывает, что в ходе строитель-

ства инженерных объектов (СТО Газпром

2-1.19-280–2008) в первую очередь про-

исходит активизация линейной эрозии

(рис. 1).

В связи с этим в ходе выполнения эколо-

го-технологической экспедиции «Ямал-2010»

были проведены исследования и топогра-

фическая съемка четырех оврагов, актив-

но развивающихся вблизи инженерных

объектов – поселка комплексного энерге-

тического хозяйства (КЭХ) (овраги 1, 2, 3)

и базы бурения (овраг 4) на территории

Бованенковского НГКМ (рис. 2). Развитие

эрозионных образований оценивалось

с использованием современного техни-

ческого оборудования – нивелира (Sokia

330C), GPS-навигатора (Garmin 60 CSx),

бинокуляра-дальномера (Carl Zeiss), фо-

тоаппарата (Canon 450D). Выполненные

полевые обследования показали, что один

из оврагов (овраг 3) представляет собой

самое большое рельефное образование,

приближающееся к балке.

В процессе съемки с помощью GPS-

навигатора были зафиксированы коорди-

наты границ овражной сети и построена

цифровая карта ее расположения с помо-

щью программного продукта MapSource

4.00 (рис. 3). По данным, полученным

в результате съемки, были построены

продольные профили оврагов 1–4. По-

лученные результаты были сопоставлены

с данными 1993 г. В качестве примера

на рис. 4 приведены данные по оврагу 2

вблизи поселка КЭХ. Установлено, что

за последние 17 лет произошел значитель-

ный рост длины оврагов. Длина оврага 2

возросла с 400 до 750 м, а оврага 3 – с 400

до 700 м. Вершины данных оврагов уже

находятся на территории поселка КЭХ, что

способствует размыву оснований зданий

и сооружений. Глубина оврагов также

претерпела изменения. Глубина оврага 2

увеличилась с 20 до 30 м, а оврага 3 – с 8

до 12 м. В ширину овраги увеличились

на порядок.

Исходя из рассмотренного материала,

можно сделать вывод, что угрожающий

рост эрозионных форм вблизи объектов

газодобывающего комплекса на п-ове

Ямал в течение последних 17 лет свиде-

тельствует о невысокой эффективности

применяемых противоэрозионных меро-

приятий (рис. 5).

В сложившейся ситуации для эффек-

тивного обеспечения безопасного функ-

ционирования объектов инфраструктуры

необходимо применять специальные тех-

УДК 622.279

Оценка развития эрозионных процессов на Бованенковском НГКМА. В. Баранов, О. Б. Наполов, К. Л. Унанян (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Оценка развития водно-эрозионных процессов на территории Бованенковского

нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), полученная в ходе выполнения

эколого-технологической экспедиции «Ямал-2010», была сопоставлена с данны-

ми 1993 г. Установлено, что развитие эрозионных процессов, спровоцированное

техногенными воздействиями, представляет серьезную угрозу находящимся

поблизости инженерным сооружениям. Данное обстоятельство требует про-

ведения дальнейших мониторинговых исследований в целях своевременного

принятия мер по их локализации.

Рис. 1. Овраг, разрушающий насыпь площад-ки строительства базы бурения

85

о х р а н а о к р у ж а ю щ е й с р е д ы

нические мероприятия, разделяющиеся

на три основные группы:

• первая направлена на уменьшение и рас-

пыление, задержание и безопасный в эро-

зионном отношении сброс поверхностного

стока; предупреждение появления допол-

нительных источников стока; создание

водозадерживающих и водоотводящих

сооружений в местах локального скопления

и концентрации стока и т. д.;

• вторая улучшает противоэрозионные

свойства почвогрунтов путем увеличения

сцепления и структурной их связности

(уплотнение, применение связующих хи-

мических веществ, искусственное задер-

нение и др.);

• третья повышает одновременно шерохо-

ватость и устойчивость к размыву поверх-

ности почвогрунтов (установка георешеток,

засыпка днищ оврагов гравием, строитель-

ным мусором и др.).

Кроме этого, в настоящее время раз-

работаны геосинтетические материалы

нового поколения, позволяющие укре-

пить слабоустойчивые или техногенно

нарушенные почвогрунты криолитозоны

и предотвратить развитие водно-эро-

зионных и других экзогенных процессов

(георешетки, геоматы, геосетки), которые

позволят проводить строительные работы

на ММП и в летнее время. Например, ан-

глийской компанией Tensar разработана

георешетка TriAx, способная выдерживать

высокие нагрузки и обеспечивать большую

устойчивость к размытию грунтов по срав-

нению с георешетками, применяемыми

на сегодняшний день.

В нашей стране для укрепления мно-

голетнемерзлых грунтов в качестве гео-

решеток используются производимые

российской компанией «Стеклонит»:

«Геомат МТК-ЭКСТРАМАТ», «Геосетка

ПС-ПОЛИСЕТ», «Геосетка ССП-Нефтегаз-

ГРУНТСЕТ».

Реализация этих мероприятий позво-

лит избежать дальнейшего ухудшения

ситуации, связанной с ростом эрозионных

форм на территории Бованенковского

НГКМ, минимизировать экологические

и экономические последствия, связанные

с разрушением инженерных сооружений

и коммуникаций.


1. Зайдельман Ф. Р. Экологическая защита мелиори-

руемых почв и ландшафтов // Почвоведение. – 1998. –

№ 1. – С. 5–15.

2. Зайдельман Ф. Р. Гидрологический фактор ант-

ропогенной деградации почв и способы их защиты

// Сб. стат. «Деградация и охрана почв». Гл. 9. – М. :

Изд-во МГУ, 2002. – 509 с.

3. Эрозионные процессы центрального Ямала //

Под ред. А. Ю. Сидорчука и А. В. Баранова. – Спб. :

Изд-во Гомельского ЦНТДИ, 1999. – 350 с.

Поселок КЭХ

Овраг 1

Овраг 2

р. Се-Яха

100 м

Овраг 3

Рис. 2. Развитие овражной эрозии в районе поселка КЭХ Рис. 3. Нивелировочный ход и границы оврага 2 в районе поселка КЭХ

Рис. 4. Развитие продольного профиля овра-га 2 на основе данных 1993 г. (1) и 2010 г. (2)

Рис. 5. Водозадерживающая стенка в верхней части оврага 3


Арктическая циркумполярная зона –

уникальный природный регион ми-

ра, зона стратегических интересов

и партнерства России с иностранными го-

сударствами в сфере совместного освоения

месторождений природных ресурсов, защи-

ты арктической природной среды и решения

задач, связанных с устойчивым развитием

осваиваемых территорий (рис. 1).

Арктика чрезвычайно богата самыми

ценными видами природных ресурсов. При

этом освоение арктических территорий не-

обходимо осуществлять способами, которые

минимизируют отрицательные последствия

для окружающей среды и предоставляют

максимальные выгоды для коренного на-

селения.

Следует отметить, что арктические эко-

системы слабоустойчивы к техногенной

нагрузке и легко подвергаются нарушению

в результате антропогенного воздействия,

а их хозяйственное освоение характеризу-

ется высокими затратами и рисками. Кроме

того, основная часть действующих норма-

тивных и правовых документов в области

природопользования и охраны окружающей

среды не учитывает специфики Арктики.

При этом декларируемыми долгосроч-

ными ориентирами устойчивого развития

арктической зоны Российской Федерации

являются [1]:

• укрепление позиций и расширение присут-

ствия Российской Федерации в Арктике;

• развитие научных исследований ре-

гиона;

• эффективное и рациональное освоение

и использование природных ресурсов;

• расширение международного сотрудни-

чества для решения региональных, транс-

граничных или глобальных экологических

проблем, затрагивающих Арктический

регион;

• справедливое распределение выгод от ис-

пользования природных ресурсов и равные

условия обеспечения доступа к ним;

• предотвращение негативных экологиче-

ских последствий в результате хозяйствен-

ной деятельности;

• установление и законодательное закреп-

ление режима взаимной ответственности

федеральных, региональных и местных

органов власти и природопользователей

за состояние окружающей среды и при-

родных ресурсов;

• сохранение среды обитания и охрана

здоровья коренного населения.

Современный этап развития газовой

промышленности России также неразрывно

связан с поиском и освоением нефтегазовых

месторождений Арктики. При этом одним

из приоритетных регионов является п-ов

Ямал. Еще в 2002 г. правление ОАО «Газ-

пром» определило его регионом стратеги-

ческих интересов компании. Промышленное

освоение месторождений углеводородов

п-ова Ямал позволит в будущем обеспе-

чивать около половины ежегодной добычи

газа компании. Однако при освоении ме-

сторождений п-ова Ямал ОАО «Газпром»

сталкивается с необходимостью решения

большого комплекса сложнейших проблем,

среди которых особое место занимают про-

блемы экологического плана [2].

Так, сложные природно-климатические

условия с длительной морозной зимой,

коротким и холодным летом значительно

усложняют добычу и транспорт углеводо-

родов в этом регионе. При этом уязвимость

природных комплексов Ямала к техногенным

нагрузкам в процессе освоения способству-

ет трансформации почвенно-растительного

покрова, вплоть до полного его уничтожения

на осваиваемых территориях. Это приводит

к изменению гидрологического режима

водных объектов вследствие изменения

условий формирования поверхностного

стока, к увеличению площади затопления

пойм и активизации опасных экзогенных

процессов, таких как термокарст, термо-

эрозия, криогенные сплывы, криогенное

пучение, морозобойное растрескивание,

УДК 613.1

Некоторые экологические проблемы освоения нефтегазовых месторождений АрктикиС. В. Коняев (ОАО «Газпром»), Н. Б. Пыстина, А. В. Баранов,

К. Л. Унанян (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Перед ОАО «Газпром» при реализации проектов по освоению Российской Арктики,

и в частности п-ова Ямал, встает ряд экологических проблем. Для их решения

в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводятся комплексные геоэкологические иссле-

дования современного состояния природной среды п-ова Ямал, в процессе

которых оцениваются интенсивность техногенного воздействия на окружаю-

щую среду, состояние техногенно трансформированных и нарушенных земель,

развитие экзогенных процессов, условия формирования гидрологического

режима поверхностных водоемов и водотоков, состояние атмосферного воз-

духа, апробируются технологии очистки почвогрунта от нефтезагрязнений,

использующие новые методы и технические подходы к биологической очистке

загрязненных почв.

87


солифлюкция, представляющих большую

угрозу инженерным сооружениям газодо-

бывающего комплекса [3, 4].

Термокарстовые образования опасны

тем, что при их развитии могут произой-

ти деформация инженерных сооружений

и необратимые изменения природных

экосистем.

Серьезную опасность при освоении ме-

сторождений углеводородов представляют

криогенные сплывы – внезапные срывы масс

оттаявшего слоя грунта на задернованных

склонах. Главным условием формирования

сплывов является наличие суглинисто-супес-

чаного грунта с сильнольдистым горизонтом

на подошве слоя сезонного оттаивания при

средней температуре многолетнемерзлых

пород менее –4 °С. Предсказать возникно-

вение сплывов практически невозможно.

Криогенное пучение пород наиболее

активно проявляется на заболоченных

и обводненных участках. Оно приводит

к возникновению бугров пучения высотой

2–5 м и в поперечнике от 15 до 100 м, спо-

собных выпучивать наружу и повреждать

нитки магистрального газопровода, сваи

инженерных сооружений и т. д.

Морозобойное растрескивание пород

представляет собой процесс разрушения

верхних горизонтов мерзлых толщ на от-

дельные разномасштабные блоки в виде

системы закономерно расположенных

трещин. Оно существенно влияет на воз-

никновение и развитие других криогенных

процессов рельефообразования.

По современным оценкам, наиболее

опасным процессом является термоэро-

зия [5], представляющая собой процесс

водно-эрозионного разрушения многолет-

немерзлых пород за счет одновременного

теплового и механического воздействия

водных потоков. Как правило, термоэрозия

развита на склонах аллювиальных и морских

террас в виде линейных образований –

борозд, промоин, врезов, оврагов. Этим

формам проявления процесса соответ-

ствуют различные стадии развития тер-

моэрозии – от плоскостной до овражной.

Опасность термоэрозии заключается в том,

что при линейных нарушениях почвенно-

растительного слоя на склонах крутизной

3–6° и более, а также на перегибах скло-

нов и береговых бровках рек и озер при

снеготаянии и выпадении дождей форми-

руются временные эродирующие потоки,

способные в кратчайшие сроки разрушить

мерзлый массив термоэрозионным врезом

и создать угрозу инженерным сооружениям

и коммуникациям.

Таким образом, из-за уникальности при-

родных условий на п-ове Ямал его освоение

невозможно без применения экологически

безопасных технологий, минимизирующих

техногенные нагрузки на природную среду

и обеспечивающих ее сохранение.

На основании поручений Президента

Российской Федерации от 18 декабря

2001 г. № Пр-2211 и Председателя Пра-

вительства Российской Федерации от 24

декабря 2001 г. № МК-П9-21971 Минэнерго

России совместно с ОАО «Газпром» и Адми-

нистрацией Ямало-Ненецкого автономного

округа (ЯНАО) разработало Программу

комплексного освоения месторождений по-

луострова Ямал и прилегающих акваторий.

Данная Программа утверждена Приказом

Минэнерго России от 10 сентября 2010 г.

№ 441 в составе Программы комплексного

освоения месторождений углеводородного

сырья Ямало-Ненецкого автономного округа

и севера Красноярского края. В числе задач

Программы – разработка новых техниче-

ских решений по эффективному освоению

месторождений углеводородного сырья

и разработка предложений по социальной

политике и инфраструктуре п-ова Ямал.

В Программе определены важнейшие

целевые индикаторы и показатели, в том

числе экологической направленности: со-

кращение площадей техногенно нарушен-

ных земель на 20 %; сохранение культуры,

этноса, традиционных форм деятельности

и самобытного уклада жизни коренных ма-

лочисленных народов Севера. В качестве

ожидаемых конечных результатов реализа-

ции Программы и достигаемых показателей

социально-экономической эффективности

обозначены:

• сбалансированное развитие территории

при обеспечении стабильной экологической

ситуации и приоритетности интересов ко-

ренного населения;

• промышленная и экологическая безопас-

ность производственных объектов;

• условия для гармоничного сочетания

индустриального и традиционного укладов

жизни коренных малочисленных народов

Севера в период освоения нефтегазовых

месторождений.

ОАО «Газпром» совместно с Админист-

рацией ЯНАО разработало Программу на-

учно-технического сотрудничества на 2010–

2012 годы, в которой одним из основных

факторов сотрудничества определено

обеспечение экологической безопасности

комплексного освоения месторождений

Ямальского региона.

Для оперативного решения этих и дру-

гих возникающих проблем в 2009–2010 гг.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были организо-

ваны эколого-технологические экспедиции

Рис. 1. Освоение месторождений углеводородов Арктики


с участием ведущих специалистов профиль-

ных научно-исследовательских институтов

Российской Федерации. Программы экспе-

диционных исследований формировалась

с учетом экологических аспектов, требую-

щих выявления их фактической значимости

на современном этапе:

• климатических изменений;

• трансграничного переноса загрязняю-

щих веществ;

• устойчивости ландшафтов.

В процессе экспедиций были проведены

комплексные геоэкологические исследова-

ния современного состояния природной сре-

ды и экологических проблем на территории

Бованенковского нефтегазоконденсатного

месторождения (БНГКМ) и района перехода

трассы магистрального газопровода Бова-

ненково – Ухта через Байдарацкую губу.

Целями экспедиций являлись оценка

интенсивности техногенного воздействия

на окружающую среду и научно-методи-

ческое сопровождение работ при строи-

тельстве магистрального газопровода

Бованенково – Ухта и обустройстве БНГКМ.

Основными задачами при проведении экс-

педиции были:

• оценка состояния техногенно трансфор-

мированных и нарушенных земель, активно-

сти развития экзогенных процессов;

• заложение реперной сети для наблюдения

за экзогенными процессами;

• выявление возможных экологических

и промышленных рисков, связанных с вы-

сокой климатозависимостью региона;

• определение условий формирования

гидрологического режима поверхностных

водоемов и водотоков;

• актуализация информации для специа-

лизированной информационной системы

«СИС-Ямал»;

• разработка рекомендаций по природо-

охранным мероприятиям.

Были организованы посты и пункты мо-

ниторинговых наблюдений:

• метеорологические площадки для оценки

состояния атмосферного воздуха (темпе-

ратура, ветер, осадки и др.) (рис. 2);

• приборы измерения утечек метана от тех-

нологического оборудования;

• гидрометрические посты для наблюдений

за гидрологическим режимом рек Се-Яха,

Морды-Яха;

• геоботаническая и почвенная съемка

в границах лицензионного участка БНГКМ

и сопредельных с ним территориях.

В ходе экспедиций также были апроби-

рованы технологии очистки почвогрунта

от нефтезагрязнений, использующие новые

методы и технические подходы к биоло-

гической очистке загрязненных почв – in

situ (в естественной среде без изъятия

загрязненного слоя) и ex situ (с изъятием

загрязненного грунта и последующей его

очисткой в специальном оборудованном

бурте) с применением препарата «БИОРОС»,

разработанного в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

(рис. 3). За 10 дней экспериментальных

исследований при среднесуточной темпе-

ратуре 5,0–9,7 °С была достигнута 85%-я

степень очистки загрязненного грунта.

По результатам измерений гидрологи-

ческих характеристик рек и нивелирования

высотных отметок производственных объек-

тов составлена карта затопления территории

БНГКМ при экстремально высоких половодь-

ях обеспеченностью 1; 10 и 50 %.

С использованием полевых наблюдений

и данных дистанционного зондирования

Земли (космоснимков) проведен анализ

развития наиболее характерных для терри-

тории БНГКМ опасных геокриологических

процессов (рис. 4).

Подтверждена эффективность реали-

зации проектных решений по защите ли-

нейных и площадных объектов от опасных

воздействий геокриологических процес-

сов (рис. 5).

Проведен анализ отчетных материалов

обращения с отходами организаций, веду-

щих строительство на БНГКМ, и результатов

Рис. 2. Метеостанция вблизи электростанции

Рис. 3. Очистка загрязненных почв методом in situ

Рис. 4. Степень опасности поражения террито-рий экзогенными процессами:1 – термоэрозия; 2 – криогенные сплывы; 3 – крио-генное пучение; 4 – морозобойное растрескивание; 5 – солифлюкция; 6 – термокарст

6 (8 %)

1 (60 %)2 (3 %)

3 (10%)

4 (15 %)

5 (4 %)

89


полевых исследований ситуации с утилиза-

цией и переработкой отходов. Даны эколо-

гическая оценка существующих технологий

обращения с буровыми отходами, твердыми

отходами производства и потребления,

характеристика полигонов и установок

термической утилизации (инсинераторов).

Разработаны принципиальные перспектив-

ные схемы обращения с отходами.

Установлено, что на объектах строитель-

ства создаются организованные места вре-

менного складирования отходов. Имеются

установки для термической утилизации отхо-

дов «Форсаж-1» и Ин-50.02К, позволяющие

получать на выходе золу в количестве 5–7 %

от исходной массы отходов, которая захо-

ранивается на полигоне твердых бытовых

отходов (ТБО) (рис. 6).

Осуществляются переработка буровых

отходов, их разделение на буровые сточ-

ные воды и буровой шлам. Буровой шлам

направляется на полигон для захоронения.

Буровые сточные воды закачиваются через

нагнетательные скважины. Применение

безамбарного метода бурения эффектив-

но с экологической и экономической точек

зрения.

Все организации, занятые строитель-

ством и организацией производственных

объектов, осуществляют размещение от-

ходов на полигоне ТБО.

В целом экспедиционные исследования

подтвердили наибольшую актуальность

проблемы сохранения стабильности

ландшафтов в связи с обустройством

месторождений углеводородного сырья

и строительством магистрального газо-

провода, что напрямую связано с обеспе-

чением устойчивости экосистем в целом.

Техногенная трансформация ландшафтов

линейными и площадными объектами при-

водит к изменению рельефа местности,

типа растительных сообществ и гидро-

геологического режима. В районах с рас-

пространением многолетнемерзлых пород

ситуация многократно усложняется, здесь

сооружение объектов зачастую приводит

к активизации опасных геологических

процессов и явлений. Требуют дальней-

шего изучения климатические угрозы,

потенциально влияющие на устойчивость

сооружений и их эксплуатационную надеж-

ность. Прогнозируются такие наиболее

реальные риски, как повреждение зданий

и сооружений; повышение дефективности

системы трубопроводного транспорта; со-

кращение сроков использования зимников;

деформация инженерных водопроводно-

канализационных систем и, как следствие,

риски увеличения затрат на строительные,

ремонтно-восстановительные работы,

риски возникновения экологического

ущерба и штрафных санкций. При освое-

нии рассматриваемых месторождений

в число первоочередных задач входят:

выявление и ранжирование территорий,

подверженных влиянию последствий изме-

нения климата, в пределах которых распо-

ложены технологические объекты газовой

отрасли, и прогнозная оценка надежности

эксплуатации техники и оборудования,

технологий, технологических процессов

(предсказуемость производственных

процессов и технологий), используемых

в условиях изменения климата. Актуальной

является разработка прогнозных моделей,

позволяющих с высокой степенью веро-

ятности определить динамику развития

ситуации на краткосрочный и среднесроч-

ный периоды.

Таким образом, мониторинг природно-

технических систем для таких регионов,

как п-ов Ямал, должен представлять собой

синтез инженерно-геологического, гидро-

логического, экологического мониторинга

и мониторинга технических систем. Помимо

решения конкретных проблем хозяйствен-

ного освоения территорий, строительства

и эксплуатации объектов газодобывающего

комплекса этот подход одновременно обес-

печит практическую реализацию концепций

промышленной и экологической безопасно-

сти, предусмотренных законодательством

Российской Федерации и международными

нормативами.

Выполненные исследования являются

основой для дальнейшего решения эколо-

гических проблем, стоящих перед ОАО «Газ-

пром» при реализации проектов по освоению

Крайнего Севера, разработке специальных

технологий рационального природопользова-

ния, отраслевых стандартов, базирующихся

на реализации комплексной системы мони-

торинга природно-технических систем.


1. Концепция устойчивого развития арктической зоны

Российской Федерации (проект документа). – М. :

Минэкономразвития РФ, 2006.

2. Васильевская В. Д., Григорьев В. Я., Акопова Г. С.

и др. Диагностика и охрана почвенно-растительного

покрова в районах освоения газовых месторожде-

ний Крайнего Севера: обзор. информ. – М. : ИРЦ

Газпром, 2005.

3. Баранов А. В., Унанян К. Л., Григорьев В. Я., Полякова

А. П. Оценка устойчивости, деградации и восстановле-

ния почвенно-растительного покрова тундр при освое-

нии месторождений углеводородов Крайнего Севера:

обзор. информ. – М. : ИРЦ Газпром, 2008.

4. Природа Ямала / В. Н. Большаков, В. С. Балахонов,

В. Д. Громик, В. М. Шишмарев. – Екатеринбург : УФИ

«Наука», 1995.

5. Ишков А. Г., Баранов А. В., Григорьев В. Я., Унанян

К. Л. Деградация и охрана почвенно-растительного

покрова при освоении месторождений углеводородов

Крайнего Севера. – М.: ООО «Газпром экспо», 2009.

Рис. 5. Укрепление откосов полотна дороги гео-решетками

Рис. 6. Инсинератор Ин-50.02К


Вшельфовых зонах многих морей ши-

рокое применение нашел трубопро-

водный транспорт природного, или

попутного, нефтяного газа (ПНГ), в потоке

которого содержатся малые объемы жидких

углеводородов (УВ). На основании теорети-

ко-механических исследований и экспери-

ментальных данных есть основания ожидать,

что при эксплуатации газопроводов с малым

содержанием жидкой фазы преобладающими

структурами двухфазных потоков являются

расслоенная и дисперсная структуры.

К особенностям эксплуатации таких

трубопроводов относится необходимость

соблюдения ряда технологических ограни-

чений, которые требуют четкой организации

анализа и контроля режимов их работы.

Обычно для анализа и контроля гидравли-

ческого состояния газопроводов с малым

содержанием жидких УВ в режиме реального

времени используются программные вычис-

лительные комплексы типа программного

комплекса OLGA.

Действующие протяженные подвод-

ные трубопроводы для транспортировки

газа с малым содержанием жидких УВ.

Выбор этого варианта технологии транспор-

тировки продукции морских месторождений

определяется на основе технологических

и экономических предпосылок. Эта техно-

логия транспортировки продукции морских

нефтяных и газоконденсатных месторо-

ждений (ГКМ) предполагает ее первичную

сепарацию на платформах или в подводных

сепараторах с последующей подачей сырого

газового потока на линию нагнетания КС

и далее на вход в трубопровод. Если объемы

добываемого конденсата малы, то конден-

сат иногда, после получения необходимо-

го напора в насосном агрегате, подается

в трубопровод совместно с газом.

В зависимости от технологии подготовки

жидкая фаза либо поступает в трубопровод

одновременно с газом, либо образуется

в трубопроводе вследствие ретроградной

конденсации.

В качестве антигидратного мероприятия

выбирается подача в поток сырого газа

ингибитора гидратообразования либо газ

перед подачей в морской трубопровод

предварительно обезвоживается.

Приведем примеры действующих протя-

женных морских трубопроводов большого

диаметра, которые уже длительное время

эксплуатируются в режиме совместной

транспортировки газа и малых объемов

жидких УВ.

I. Газопровод FLAGS для транспорти-

ровки ПНГ от эксплуатационных платформ

нефтяного месторождения Brent до тер-

минала в шотландском городе St. Fergus:

протяженность 447 км, диаметр труб 914 мм

(36 дюймов), проектная годовая произво-

дительность по сырому газу 10 млрд м3.

Жидкость конденсируется на конечном

участке газопровода (при давлении меньше

10,6 МПа): при 7,0 МПа и 7 °С из 1 м3 газа

выпадает 75 г конденсата. Введен в экс-

плуатацию в 1982 г.

В настоящее время проектируется под-

ключение к FLAGS (в его начале) 130-км

762-мм (30-дюймового) подводного тру-

бопровода природного газа с малым со-

держанием конденсата от платформы ГКМ

Gjøa, расположенного в норвежском секторе

Северного моря. Таким образом, общая дли-

на газотранспортной системы (ГТС) от Gjøa

до St. Fergus составит 577 км.

II. Тайская подводная ГТС – три трубо-

провода сырого газа в Сиамском заливе

Южно-Китайского моря от ГКМ Erawan до бе-

реговой установки сепарации в Rayong:

газопровод № 1 (протяженность 415 км,

диаметр труб 864 мм (34 дюйма), проектная

суточная производительность 23 млн м3,

введен в эксплуатацию в 1981 г.);


диаметр труб 914 мм (36 дюймов), проектная

суточная производительльность 32,5 млн м3,

содержание конденсата в газе 32 г / м3, вве-

ден в эксплуатацию в 1997 г.);


диаметр труб 1968 мм (42 дюйма), проектная

суточная производительность 53,8 млн м3,

введен в эксплуатацию в 2007 г.).

III. Трубопровод осушенного газа с малым

содержанием конденсата – двухниточный тру-

бопровод от месторождения Frigg в Северном

море до терминала в шотландском городе St.

Fergus (протяженность 363 км, диаметр труб

814 мм (32 дюйма), максимальное расходное

объемное содержание конденсата за время

эксплуатации изменялось от 0,1 до 45,0 г / м3

для британской нитки FUKA и от 0,1 до

10,0 г / м3 для норвежской нитки Line-2).

Проектная суточная производительность

каждой нитки составляет 28,5 млн м3 газа.

УДК 622.691.4

Трубопроводный транспорт продукции морских платформ типа FPUВ. А. Сулейманов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Результаты сравнения данных натурных измерений с расчетными значениями

потерь давления в трубопроводах подтверждают общепринятое представление

о том, что при эксплуатации газопроводов с малым содержанием жидкой фазы

преобладающими структурами двухфазных потоков являются расслоенная

и дисперсная. В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана механистическая модель,

позволяющая с высокой точностью определять границы существования дисперс-

ной, расслоенной и пробковой структур течения совместной транспортировки

газа и малых объемов жидкой фазы в зависимости от производительности

трубопровода и углов наклона его участков.

91

о с в о е н и е ш е л ь ф а

Трубопровод FUKA введен в эксплуатацию в

1977 г., трубопровод Line-2 – в 1978 г..

В настоящее время проектируется под-

ключение к FUKA (в его средней части) 225-км

762-мм (30-дюймового) подводного трубо-

провода ПНГ от нефтяного месторождения

Laggan, расположенного на Шетландских

островах Великобритании. Таким образом,

общая длина ГТС от Laggan до St. Fergus

составит 408 км.

IV. Вьетнамский трубопровод от плат-

формы Lan Tay блока газовых месторожде-

ний Nam Con Son в Южно-Китайском море

до электростанции г. Ханой, по которому

транспортируются осушенные с помощью

трехфазного сепаратора газ и конденсат.

Протяженность трубопровода 399 км (под-

водный участок 371 км, сухопутный участок

28 км), диаметр труб 660 мм (26 дюймов),

проектная суточная производительность

20,5 млн м3, содержание конденсата в газе –

не менее 36 см3 / м3. Введен в эксплуатацию

в 2002 г. Рядом с этим трубопроводом пла-

нируется проложить вторую параллельную

нитку из труб такого же диаметра.

V. Индийский двухниточный подводный

трубопровод в Аравийском море, по кото-

рому на береговой завод подготовки газа

в Hazira транспортируется неподготов-

ленный газ месторождения South Bassein.

Транспортируемая продукция кроме кон-

денсата содержит также 150–160 ppm H2S и

7 % CO2. Потенциальное содержание жидких

УВ – около 135 г / м3.

Трубопровод № 1: протяженность 230 км

(подводный участок 216 км, сухопутный –

14 км), диаметр труб 914 мм (36 дюймов),


введен в эксплуатацию в 1986 г.

Трубопровод № 2: протяженность 260 км

(подводный участок 245 км, сухопутный –

15 км), диаметр труб 1068 мм (42 дюйма),


введен в эксплуатацию в 1995 г.

Опыт сооружения и эксплуатации ГТС

морских ГКМ Таиланда и Индии показывает,

что на основе полученного положительного

опыта эксплуатации владельцы развивают

свои системы, сооружая дополнительные

трубопроводы большего диаметра.

Технологические ограничения, ха-

рактерные для протяженных морских

газопроводов с малым содержанием

жидкой фазы. Транспортировка газа

с малым содержанием жидких УВ по про-

тяженным трубопроводам отличается

рядом особенностей, связанных с не-

обходимостью соблюдения ряда техно-

логических ограничений, которые могут

быть определены на проектной стадии

с достаточным уровнем точности. Среди

указанных технологических ограничений

отметим следующие:

• при эксплуатации трубопроводов сыро-

го газа самым главным условием является

то, чтобы накопленная в трубопроводе

жидкая фаза не приводила бы к такому ро-

сту величины противодавления в системе,

которая превышала бы максимально до-

стижимый напор компрессорных агрегатов

головной КС;

• необходимо исключать, по возможности,

эксплуатацию трубопровода с неполной за-

грузкой в течение длительного (расчетного)

периода времени;

• после остановки трубопровода или его

эксплуатации с неполной загрузкой не-

обходимо на основании предварительно

проведенного расчетного моделирования

процесса повторного запуска обеспечивать

такую динамику увеличения его загрузки,

чтобы исключить переполнение берегового

пробкоуловителя;

• необходимо обеспечить возможность

прогона очистных устройств и поршней-

дефектоскопов в течение всего периода

эксплуатации трубопровода.

Многолетний успешный опыт эксплуата-

ции протяженных морских трубопроводов

показывает, что при грамотном и своевре-

менном проведении оператором соответ-

ствующих мероприятий технологические

ограничения, характерные для транспорти-

ровки газа с малым содержанием жидкости,

не приводят к форс-мажорным ситуациям

и к срыву коммерческих поставок транс-

портируемой продукции.

Сравнение данных натурных измере-

ний с расчетными значениями потерь

давления в трубопроводах. В работе [1]

приведено сравнение фактических и рас-

четных потерь давления для некоторых

действующих трубопроводов для пере-

качки газа и малого содержания жидкости

(таблицы 1–3).

Максимальное объемное расходное

содержание жидкой фазы в продукции

указанных трубопроводов не превышало

0,002. Сравнение проведено в широком

интервале фактических значений произ-

водительности трубопроводов, вплоть до

36 % от проектного расхода для норвежской

нитки двухниточного трубопровода от ме-

сторождения Frigg.

Подробная информация по сравнению

представительных натурных измерений

истинного содержания жидкой фазы с рас-

четными значениями отсутствует. Это

объясняется практической сложностью

измерения малых (от 0,002 до 0,01) величин

истинного содержания жидкой фазы при

термобарических условиях, характерных для

промышленных протяженных газопроводов

с малым содержанием жидких УВ.

Необходимо отметить тот факт, что

имеющуюся информацию по лаборатор-

ным исследованиям величины истинного

содержания жидкой фазы в газожид-

костном потоке нельзя использовать при

исследовании совместного течения газа

и малых объемов жидкой фазы в про-

мышленных трубопроводах. Это объяс-

няется тем, что самые точные замеры

параметров течения газожидкостных

потоков, получаемые при использовании

гамма-плотномеров, позволяют измерять

величину истинного содержания жидкой

фазы с абсолютной погрешностью не ме-

нее 0,02 [2].

Режимы течения потоков газа с ма-

лым содержанием жидкой фазы. Срав-

нение, проведенное Б. Асанте и его со-

трудниками [1], свидетельствует о том,

что для потоков сырого газа с малым со-

держанием жидкой фазы (по крайней мере

до 45 см3 / м3) разность между расчетными

и фактическими значениями потерь давле-

ния минимальна при использовании гид-

равлических зависимостей Американской

газовой ассоциации (AGA) для сухого газа.

Использование методик Беггса – Брилла

и Даклера для расчета двухфазного течения

транспортируемой продукции приводит

к большим погрешностям в оценке гид-

равлических потерь.

Отмеченная близость расчетных и фак-

тических потерь давления при использо-

вании гидравлических зависимостей для

сухого газа может быть объяснена тем, что

при малых содержаниях жидких УВ и при

типичных расходных и термобарических

параметрах трубопроводной транспорти-

ровки сырого газа на большие расстояния

доминирующими структурами двухфазных

потоков являются дисперсная (гомогенная)


Таблица 2

Данные о потерях давления в подводном трубопроводе от место-рождения Viking в Северном море (диаметр 712 мм (28 дюймов), протяженность 138 км, содержание жидкой фазы 28 см3/м3)

Таблица 3

Данные о потерях давления в подводном трубопроводе от месторо-ждения Erawan в Сиамском заливе (диаметр 914 мм (36 дюймов), протяженность 418 км, содержание жидкой фазы 45 см3/м3)

Фактические данныеРасчетные данные для перекачиваемого флюида

двухфазного однофазного

Расход, млн м3/сутПадение давления, МПа

Беггс-Брилл, МПа

Даклер, МПа AGA, МПа

9,8 0,9 0,9 1,5 0,8

10,5 1,0 1,1 1,7 0,9

12,4 1,4 1,6 2,2 1,2

17,3 2,3 3,4 4,1 2,2

22,3 4,0 5,4 6,6 3,3

27,0 5,2 9,0 11,1 4,8



Расход, млн м3/сутПадение давле-ния, МПа



17,5 3,3 3,6 4,0 2,8

18,0 3,5 4,0 4,7 3,0

18,3 3,7 4,5 5,0 3,2

18,6 3,8 5,1 5,5 3,4

19,0 4,0 5,7 6,0 3,6

19,4 4,2 6,1 6,4 4,0

19,8 4,4 6,6 7,0 4,1

20,8 4,8 7,0 7,8 4,5

и расслоенно-волновая структуры (рису-

нок). Именно эти структуры двухфазного

потока при малых содержаниях жидкой

фазы характеризуются коэффициентами

гидравлического сопротивления, близкими

по своим значениям к значениям коэффи-

циента гидравлического сопротивления

для чисто газового потока. Этот факт объ-

ясняется тем, что при указанных структурах

двухфазного потока при малых объемах

жидкой фазы:

• подавляющая часть внутренней поверхно-

сти труб обтекается чисто газовым потоком

(не смачивается);

• сплошной поток жидкости в виде пленки

в нижней части трубы занимает малую долю

поперечного сечения;

• значения основных физических свойств

смешанного потока (плотность, вязкость)

мало отличаются от свойств газового ком-

понента потока.

Приведенные в табл. 1–3 данные и опыт

эксплуатации других протяженных газопро-

водов с малым содержанием жидкой фазы

свидетельствуют о том, что в этом случае

доминирующими структурами двухфазного

потока при проектных загрузках трубопро-

водов являются расслоенная и дисперсная

[1–4]. Преобладание указанных структур

потоков газа с малым содержанием жидкой

фазы вдоль протяженных трубопроводов

объясняется еще и тем, что для трасс под-

водных трубопроводов характерны малые

углы наклона нисходящих и восходящих

участков, обычно не превышающие 2–3°

по отношению к горизонтали.

При загрузке ниже проектной на восхо-

дящих участках трубопроводов, даже при

малом содержании жидкости в газожид-

костном потоке, может сформироваться

пробковая структура течения. Однако по-

ложительный опыт эксплуатации действую-

щих газопроводов с малым содержанием

жидкой фазы и расчетное моделирование

с помощью существующих лицензионных

программных комплексов указывают на то,

что общая протяженность подобных участ-

ков с развитой пробковой структурой мала

по сравнению с общей протяженностью

трубопроводов, так что дополнительные

гидравлические потери на этих участках

практически не сказываются на суммарной

величине гидравлических потерь. По сути,

эти участки играют роль временных мест-

ных сопротивлений. Поскольку речь идет



Расход, млн м3/сутПадение давления, МПа



16,4 2,5 2,9 3,5 2,1

19,6 4,2 5,0 5,6 3,9

21,0 5,5 6,4 6,9 4,8

22,8 4,3 5,0 5,8 3,8

28,0 6,0 6,9 7,7 6,0

28,5 8,2 9,6 10,1 7,8

Таблица 1

Данные о потерях давления в подводном трубопроводе Line-2 от месторождения Frigg в Северном море (диаметр 814 мм (32 дюй-ма), протяженность 368 км, содержание жидкой фазы 5,6 см3/м3)

93


об очень длинных трубопроводах, то при

возвращении трубопроводов в режим

с проектной производительностью исте-

чение дополнительных объемов жидкости,

накопившихся на пониженных участках,

занимает достаточно большой период

времени, носит сглаженный характер

и не приводит к переполнению берегового

оборудования при рациональном выборе

динамики повышения расхода и объема

пробкоуловителя.

Анализ лабораторных и натурных экспе-

риментов выявил определяющее влияние

величины истинного содержания жидкости

на переход от преобладающе дисперсного

течения к преобладающе расслоенному

течению. В большинстве исследованных

случаев резкое изменение структуры те-

чения газа с малым содержанием жидкой

фазы происходит при значении истин-

ного содержания жидкости в интервале

0,005–0,006:

• структура течения при истинном содер-

жании жидкости меньше 0,005 преобладаю-

ще дисперсная, которая характеризуется

практическим отсутствием жидкой пленки

в нижней части трубы, и основной объем

жидкости переносится газовым потоком

в виде капель;

• структура течения при истинном содер-

жании жидкости больше 0,006 преобладаю-

ще расслоенная, которая характеризуется

движением жидкой фазы как в виде взвеси

в газовом потоке, так и в виде движущей-

ся по нижней части трубы пленки (слоя)

жидкости.

Механистические модели. В научной

и технической литературе, посвященной

вопросам трубопроводной гидравлики

газовых потоков с малым содержанием

жидкости, все большее подтверждение

получает тот факт, что используемая в со-

временных программных вычислительных

продуктах практика аппроксимации замы-

кающих соотношений, полученных для зна-

чений объемного расходного содержания

жидкой фазы 0,05–0,10, на расчетное мо-

делирование гидравлики газожидкостных

потоков с существенно меньшими значе-

ниями объемного расходного содержания

жидкой фазы (от 0 до 0,01) может приводить

к значительным расчетным погрешностям.

Поэтому можно ожидать, что получаемые

с помощью современных программных

продуктов оценки технологических ограни-

чений на допустимые производительности

трубопроводов носят заведомо консерва-

тивный характер.

Это объясняет тот факт, что в настоящее

время для описания гидравлики газовых

потоков с малым объемным содержанием

жидкой фазы (≤0,01) все активнее при-

влекаются теоретико-механистические

модели, которые с достаточной точностью

описывают характерные при этих условиях

расслоенный и дисперсный потоки газо-

жидкостных смесей.

Разрабатываемые механистические мо-

дели двухфазных потоков в трубопроводах

в основном используют подход Тайтела –

Даклера, основанный на решении обык-

новенных дифференциальных уравнений,

описывающих балансы количества движения

двухфазных потоков [5].

Модель Тайтела – Даклера относится

к числу немногих теоретико-механических

моделей, позволяющих с достаточной сте-

пенью строгости рассчитывать основные

параметры двухфазного потока при малом

содержании в потоке жидкой фазы. Связано

это с тем, что в этой модели используются

уравнения балансов количества движения

раздельно для газовой и жидкой фаз при

условиях и в предположении, что имеет

место расслоенная структура течения двух-

фазного потока.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана

новая механистическая модель для расчетов

параметров течения газа в трубах с малым

содержанием жидкой фазы [6], в которой

используется хорошо апробированная

формула Эка для расчетов гидравлических

потерь на межфазной границе газа и пленки

жидкости, текущей в нижней части трубы.

Особенность формулы Эка заключает-

ся в том, что в ней учитывается толщина

жидкостной пленки.

Эта модель также использует подход

Тайтела – Даклера и основана на следую-

щих положениях:

• режим течения газа с малым содержа-

нием жидкости в трубопроводе расслоен-

ный. Вся жидкая фаза двухфазного потока

по предположению переносится в виде слоя

вдоль нижней образующей труб. При такой

постановке не учитывается перенос части

жидкой фазы в газовом потоке в дисперги-

рованном виде;

• раздельное сплошное движение газового

и жидкого компонентов двухфазного пото-

ка подчиняется раздельным уравнениям

сохранения импульса;

• на границе раздела фаз действует сдви-

говое напряжение, зависящее в основном

от толщины слоя жидкости. Кроме того, оно

зависит от плотности, скорости и вязкости

газовой фазы. Сдвиговое напряжение вызы-

вает замедление движения газового потока

и ускорение движения слоя жидкости;

• геометрия слоя жидкости принята в ви-

де симметричного кольцевого сегмента

на нижней образующей трубы. Выбор такой

геометрии поверхности раздела фаз объяс-

няется в основном соображениями упроще-

ния расчетных соотношений и не приводит

к значительным погрешностям при опре-

делении величины истинного содержания

жидкости при исследовании гидравлики

газожидкостных систем с малыми объемами

жидкой фазы.

На основе предлагаемой модели мож-

но рассчитывать толщину слоя жидкости

в сечении трубы, величину истинного со-

держания жидкости, потери давления при

транспортировке газа с малым содержанием

жидкой фазы, а также определять границы

существования расслоенно-волнового ре-

жима течения двухфазного потока.

В рамках разработанной модели можно

оценить значения термобарических и рас-

ходных параметров транспортировки газа

с малым содержанием жидкой фазы, при

которых происходит переход от расслоен-

ного к полностью дисперсному течению. Точ-

Структуры течения двухфазных потоков сырого газа с малым содержанием жидкости, харак-терные для протяженных рельефных трубопро-водов:а – дисперсное течение; б – расслоенное течение с сегментной (наверху) и серповидной (внизу) по-верхностью раздела


ность определения границы перехода между

указанными структурами течения в модели

определяется прежде всего точностью фор-

мулы Эка для расчета сдвиговых напряжений

на границе газа и пленки жидкости.

С помощью механистической модели

можно оценить условия, необходимые для

формирования расслоенной и дисперсной

структур течения газа с малым содержанием

жидкой фазы в зависимости от производи-

тельности трубопровода и от углов наклона

его восходящих и нисходящих участков,

а также условия для формирования пробко-

вого режима течения двухфазной смеси.

С помощью разработанной механисти-

ческой модели при оценке режимов экс-

плуатации Штокмановского трубопровода

для труб с внешним диаметром 1067 мм

были оценены максимальные ожидаемые

толщины пленки и углы подъемных участ-

ков, при которых происходит смена струк-

тур течения двухфазного потока. Расчеты

показали, что максимальная высота слоя

конденсата не превышала 25 мм, условия

для формирования пробковой структуры те-

чения двухфазного потока возникают только

в самом конце трубопровода, на участках

с большими углами наклона (≥6°).

Результаты расчетов на основе механи-

стической модели показывают, что оценки

технологических ограничений на допусти-

мые производительности трубопроводов,

получаемые на основе лицензионных про-

граммных продуктов, носят заведомо кон-

сервативный характер. На практике следует

ожидать, что длительная эксплуатация газо-

проводов с малым содержанием жидкости

не будет приводить к значительным ослож-

нениям в их работе даже при существенно

меньшей их загрузке, чем это допускается

результатами моделирования с помощью

существующих программных комплексов.

Об этом же свидетельствует многолетний ус-

пешный опыт работы действующих газопро-

водов с малым содержанием жидкой фазы,

которые за длительные сроки эксплуатации

претерпевают значительные изменения

своих режимных параметров.


1. Asante B. Two phase flow: accounting for the presence

of liquid in gas pipeline simulation. – Enron Transportation

Services, Houston, Texas, USA, 2000.

2. Rahman M. A. A review on advanced two-phase

gas / liquid flow measurement techniques / M. A. Rahman,

A. Amirfazli, T. Heidrick and B. A. Fleck. – Proceedings

of the International Conference on Mechanical Engineer-

ing. – Paper ICME07-FL-13 (2007).

3. Wu H.L. Flow pattern transitions in two-phase gas / con-

densate flow at high pressure in an 8-inch horizontal pipe

/ H.L. Wu, B.F. Pots, J.F. Hollenberg and R. Meerhoff. –

Presented at 3rd Int. Conf. On Multi-Phase Flow, The

Hague, The Netherlands. – Paper A2 (1987).

4. Masayoshi M., Woodmansee D.E. and Hanratty T.J.

A model for roll waves in gas-liquid flow // Chemical Engi-

neering Science. – 1971. – Vol. 26. – P. 1915–1931.

5. Dukler A. E., Taitel Y. A model for predicting flow

regime transitions in horizontal and near horizontal

gas-liquid flow // AICHE Journal. – 1975. – Vol. 22. –

№ 1. – P. 47–55.

6. Сулейманов В. А., Бычкова О. А. Исследование

режимов течения сырого газа с малым содержанием

жидкости в протяженных морских трубопроводах //

Трубопроводный транспорт (теория и практика). –

2010. – № 1. – С. 16–19.

Рекордная добыча на шельфе Черного моря

Впервые за последние 20 лет Черноморнефтегаз добывает более 2,5 млн м3 / сут природного газа на черноморских

месторождениях. В ближайшее время добыча продолжит расти по мере введения в эксплуатацию скважин на новой

платформе БК-1 Архангельского месторождения газа и обустройства Одесского и Безымянного месторождений. Сейчас

отбор с трех действующих черноморских месторождений превышает 2 млн 600 тыс. м3 / сут газа. Больше Черноморнеф-

тегаз добывал только в середине 80-х гг. прошлого века, когда в течение двух лет суточная добыча с шельфа Черного

моря составляла около 3 млн м3 / сут.

При этом стоит отметить, что все три черноморских месторождения – Штормовое, Архангельское и Голицынское –

находятся в разработке несколько десятилетий и истощаются. Поэтому долгосрочное увеличение добычи природного

газа на шельфе Черного моря связано с обустройством новых месторождений, в частности Одесского и Безымянного.

После введения их в эксплуатацию крымская нефтегазодобывающая компания планирует с 2015 г. ежегодно добывать

не менее 1,870 млрд м3 газа. Активная фаза их обустройства начнется осенью 2011 г., когда специалисты компании

приступят к строительству 87-км подводного газопровода, который соединит новые месторождения с действующей

системой подводных газопроводов.

Со второй половины 2011 г. Черноморнефтегаз изменил ситуацию и с показателями общей добычи: кроме шельфа

Черного моря компания добывает природный газ и на месторождениях шельфа Азовского моря, и в сухопутной части

Крыма, запасы которых много меньше черноморских и также истощаются. Снижение добычи в течение последних пяти

лет остановлено.

В августе 2011 г. Черноморнефтегаз ввел в эксплуатацию третью скважину на новой платформе БК-1 Архангельского

газового месторождения. В июне завершились основные работы на расконсервированной технологической платформе

БК-11 Голицынского газоконденсатного месторождения.

По информации ГАО «Черноморнефтегаз»

95


Площадь континентального шельфа

Мирового океана, перспективная

на нефть и газ, составляет 20 млн

км2, однако в настоящее время осваивается

лишь 1 млн км2. Известно, что оставшаяся

большая часть является высокоперспек-

тивной. Такое положение обусловливает-

ся не отсутствием потребности в добыче

углеводородов (УВ), а, главным образом,

отсутствием апробированных на практике

необходимых технологий и технических

средств, позволяющих осваивать эти ре-

сурсы в условиях глубоководных и замер-

зающих морей.

Оценочный анализ районов работ миро-

вой морской нефтегазовой промышленности

показывает, что осваиваются в основном

наиболее удобные в эксплуатации мелкие

и закрытые заливы, а также относительно

глубоководные акватории незамерзающих

морей. Глубоководные зоны незамерзающих

морей и замерзающие акватории приполяр-

ных зон, содержащие значительную часть

углеводородных ресурсов, в настоящее

время считаются как технически, так и тех-

нологически недоступными.

Основные интересы нефтегазовой

отрасли России, и в первую очередь

ОАО «Газпром», связаны с освоением кон-

тинентального шельфа Печорского и Ба-

ренцева морей. Извлекаемые начальные

суммарные ресурсы (НСР) УВ российской

части шельфа Баренцева моря составляют

29,7 трлн м3 свободного газа и 1 млрд т

нефти. Разведанные запасы УВ включают

4 трлн м3 газа и 31 млн т конденсата. Уси-

лиями ОАО «Газпром» (ЗАО «Росшельф»,

ООО «Газфлот») к настоящему времени

здесь выявлено пять газоконденсатных

месторождений, в том числе уникальное

по запасам Штокмановское (разведанные

запасы – 4 трлн м3), более 20 локальных

структур.

Извлекаемые НСР УВ Печорского моря

составляют 2,3 трлн м3 свободного газа

и 2,5 млрд т нефти. Разведанные запасы

УВ включают 397 млн т нефти, 74 млрд м3

газа и 2,1 млн т конденсата. К настоящему

времени здесь открыты четыре нефтяных,

одно нефтегазоконденсатное и одно газо-

конденсатное месторождение и выявлено

более 10 перспективных структур.

Основные планы ОАО «Газпром» по освое-

нию ресурсов УВ на шельфе Печорского

моря связываются с выявленными здесь

крупными нефтяными месторождениями

Приразломное и Долгинское, а также с

рядом перспективных структур, освоение

которых планируется в комплексе с этими

месторождениями. Суммарная добыча

нефти за период рентабельного срока раз-

работки прогнозируется в объеме более

70 млн т. На сегодняшний день на Прираз-

ломном месторождении разведанные запа-

сы составляют 83 млн т. Для успешного вы-

полнения программы геолого-разведочных

работ (ГРР) на шельфе Баренцева и Печор-

ского морей потребуется финансирование

в объеме около 25 млрд руб. Реализация

программы ГРР на шельфе северо-запада

России позволит обеспечить на шельфе

Баренцева моря прирост запасов газа в

2,8 трлн м3. (Прирост запасов нефти на шель-

фе Печорского моря превысит 350 млн т.)

Карское и Баренцево моря – основные

регионы поддержания и развития добычи

газа после 2020–2025 гг.

Таким образом, развитие добычи газа

в России в 30-х гг. ХХI в. возможно только

в результате вовлечения в промышленное

освоение выявленных месторождений

на шельфе западных морей Северного

Ледовитого океана – Карского и Барен-

цева.

В Дальневосточном регионе (исключая

Якутию) наибольший интерес для подготовки

запасов и последующей добычи представ-

ляют акватории. Это прежде всего Охотское

море, включая сахалинский шельф, а также

восточно-арктические акватории (море

Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукот-

ское), которые могут рассматриваться как

резерв дальней перспективы в развитии

добычи газа в России после 2040 г. НСР

УДК 658.386:378.031.4

Подготовка магистров – специалистов для освоения месторождений нефти и газа на континентальном шельфеБ. А. Никитин, А. С. Оганов, Е. В. Богатырева (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина)

В статье анализируется состояние работ в области освоения морских нефте-

газовых месторождений в России, отмечается необходимость создания новых

технико-технологических решений по обеспечению нефтяников и газовиков

необходимыми средствами, способными работать в условиях глубоководных

зон незамерзающих и в тяжелых ледовых условиях замерзающих морей.

Акцентируется, что в связи с активизацией работ на шельфе, как следствие,

требуются квалифицированные специалисты. Подготовкой магистров техники

и технологии по программам «Морское бурение» и «Разработка морских неф-

тяных, газовых и газоконденсатных месторождений» занимается единственная

в РФ кафедра освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти

и газа им. И. М. Губкина.


газа указанных акваторий составляют

7,6 трлн м3, в том числе море Лаптевых –

2240 млрд м3. В настоящее время зна-

чительные нефтегазоносные бассейны

установлены на шельфе Сахалина (суммар-

ные запасы составляют 1,6 млрд т нефти

и 825 млрд м3 газа). Активные работы по освое-

нию месторождения Чайво-море ведутся

компанией «Эксон» с ОАО «Роснефть».

В северной части Каспийского моря

ОАО «ЛУКОЙЛ» пробурило ряд разведочных

скважин, которые позволили открыть струк-

туры «Хвалынская» и «Широтная». Запасы

лицензионного участка «Северный» оцени-

ваются в 450 млн т углеводородного сырья.

Ресурсная база северной акватории Каспий-

ского моря составляет 8 млрд т у. т.

В этих условиях деятельность научного

и инженерного сообщества должна быть

направлена на создание новых технико-

технологических решений по обеспечению

нефтяников и газовиков необходимыми

средствами, способными работать в усло-

виях глубоководных зон незамерзающих

и в тяжелых ледовых условиях замерзающих

морей независимо от глубины.

Для скорейшего решения проблем

освоения морских месторождений нефти

и газа необходимо объединение научно-

технического, производственного и фи-

нансового потенциала ведущих российских

нефтегазовых компаний: ОАО «Газпром»,

ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ»,

их дочерних и совместных предприя-

тий, в том числе ОАО «Севморнефтегаз»,

ООО «Газфлот», ООО «Петроресурс», ОАО

«Центркаспнефтегаз», ООО «БКЕ Шельф»,

ООО «Каспийская нефтяная компания»,

ФГУП «Арктикморнефтегазразведка», ООО

«Лукойл-Калининградморнефть», ООО

«ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ОАО НК

«Роснефть-Сахалинморнефтегаз»; зарубеж-

ных нефтегазовых компаний: Shell, Exxon

Mobil, Statoil-Hydro, Total, FMC, Halliburton,

Weatherford, Sakhalin Energy Investment

Company, Ltd; научно-исследовательских

организаций: ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,

ОАО НПО «Буровая Техника», ООО «Лук-

ойл-ВолгоградНИПИморнефть», ОАО «Ги-

проспецгаз», ЦНИИ им. акад. А. К. Крылова,

ЦНИИ «Прометей», ЦНИИ «Курс», ЦНИИ

судовой электротехники, ЦНИИ технологии

судостроения, «Аврора», «Океанприбор»,

«Азимут», «Винт»; вузов страны: РГУ нефти

и газа им. И. М. Губкина, Мурманский го-

сударственный технический университет,

Федеральный северный арктический уни-

верситет; проектно-конструкторские бюро

подводного строения: «Лазурит», «Рубин»,

«Малахит», «Коралл», «Титан», «Вымпел»,

«Балтсудопроект»; судостроительные за-

воды: Выборгский судостроительный за-

вод, Тюменский судостроительный завод,

«Красные Баррикады», «3вездочка».

Активизация работ на шельфе Россий-

ской Федерации в ближайшие годы по-

требует, по разным оценкам, от 3 тыс. до

5 тыс. специалистов по морским и смежным

технологиям, знания которых могут быть ис-

пользованы в деятельности перечисленных

предприятий и организаций.

В настоящее время в Российской Фе-

дерации подготовку специалистов для

работ на шельфе осуществляют только

в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина – ма-

гистров техники и технологии (два года об-

учения) – и Мурманском государственном

техническом университете – бакалавров

техники и технологии с изучением основ

морского нефтегазового дела (четыре года

обучения).

Кафедра «Освоение морских нефтега-

зовых месторождений» РГУ нефти и газа

им. И.М. Губкина создана в 1998 г. и яв-

ляется единственной кафедрой в стране

по подготовке магистров по направлениям

130500.03 «Морское бурение», 130500.13

«Разработка морских газовых и газокон-

денсатных месторождений» и 130500.31

«Разработка морских нефтяных, газовых

и газоконденсатных месторождений».

3аведующий кафедрой – Б.А. Никитин,

профессор, лауреат Государственной пре-

мии и премии Правительства РФ. Профес-

сорско-преподавательский состав имеет

большой практический опыт по освоению

шельфов Каспийского, Охотского, Баренце-

ва морей и шельфа Вьетнама (профессора

А. С. Оганов, Д. А. Мирзоев, Г. Н. Беля-

нин, А. Д. Дзюбло, Р. М. Тагиев, доценты

И. М. Ефремкин, Е. В. Богатырева) (рис. 1).

В составе кафедры работают бывшие

министр геологии РФ (профессор Л. И. Ров-

нин) и первый заместитель министра неф-

тяной промышленности страны (профессор

Б. А. Никитин), непосредственно участво-

вавшие в освоении шельфа России.

Чтение лекций магистрантам ведется

по следующим основным дисциплинам:

«Морская геология», «Морские геолого-

геофизические исследования», «Морские

гидротехнические сооружения», «Морское

бурение», «Освоение морских нефтегазовых

месторождений», «Обслуживание объектов

обустройства морских нефтегазовых место-

рождений», «Технологическая и экологиче-

ская безопасность» и др.; для студентов РН,

Рис. 1. Профессорско-преподавательский коллектив кафедры «Освоение морских нефтега-зовых месторождений». Слева направо: зав. лабораторией Л.М. Никитина; ведущий инженер В.В. Налютина; профессор Р.М. Тагиев; заведующий кафедрой профессор Б.А. Никитин; про-фессор Д.А. Мирзоев, доцент Е.В. Богатырева, профессор А.Д. Дзюбло

97


РГ и РБ четвертого и пятого курсов – по двум

дисциплинам: «Особенности эксплуатации

шельфовых месторождений» и «Исследо-

вания и контроль при строительстве гори-

зонтальных скважин».

3а 12 лет кафедрой подготовлено более

150 магистрантов, из которых с отличием

закончили 60 человек (рис. 2). Подготовлено

20 иностранных учащихся (КНР, Нигерия,

Индонезия, Мьянма, Ливия).

Ежегодно в аспирантуру по очной и заоч-

ной форме поступает три человека. Более

50 % магистров по кафедре составляют

бакалавры ФГОУВПО «Мурманский госу-

дарственный технический университет»,

продолжившие обучение в магистратуре

в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, при

среднем балле обучения 4,5. В настоящее

время в магистратуре по двум направлени-

ям на двух курсах обучаются 106 человек.

На кафедре подготовлено и успешно защи-

щено девять кандидатских и две докторские

диссертации.

В системе повышения квалификации

специалистов РГУ нефти и газа им. И. М. Губ-

кина (Учебно-исследовательский центр

по проблемам повышения квалификации,

Институт проблем техники и технологии

нефтегазового производства) ведущие

специалисты нефтегазовой отрасли читают

лекции и осуществляют научное руководство

выпускными работами по проблемам освое-

ния морских месторождений нефти и газа,

строительства горизонтальных и многоза-

бойных скважин на суше и море.

Практические занятия с магистрантами

проводятся в филиале РГУ нефти и газа им.

И. М. Губкина ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

В настоящее время как РГУ нефти и газа

им. И. М. Губкина, так и другие вузы России

не готовят бакалавров и специалистов

по разработке и обустройству морских

нефтегазовых месторождений, включая

месторождения арктических и дальнево-

сточных морей. Молодые специалисты спе-

циализируются по узкому кругу вопросов:

разработка, бурение, добыча, подготовка,

транспорт, энергетика и др. Поэтому суще-

ствующие учебные программы могут быть

дополнены дисциплинами, раскрывающи-

ми связь между этими курсами примени-

тельно к нефтегазовым месторождениям

континентального шельфа. Отметим, что

молодые инженеры и бакалавры, иду-

щие на производство, эти тонкости могут

освоить до 35 лет. Только после этого они

становятся полноценными специалистами

для производственных объединений или

институтов по морскому нефтегазопро-

мысловому делу.

Вопросы морской геологии, разработки,

бурения, добычи, подготовки, транспорта,

энергетики, безопасности, охраны окружаю-

щей среды не только имеют свою специфику

по сравнению с аналогичными вопросами

на суше (например, бурение кустов сква-

жин с одной платформы при минимально

возможном расстоянии между устьями

и большими отклонениями от вертикали,

значительно более высокий уровень авто-

матизации и управления технологическими

процессами на платформе, комплексная

система безопасности, включающая подси-

стемы аварийного останова, обнаружения

пожара, аварийной сигнализации, системы

спасения и эвакуации и т. п.), но, что осо-

бенно важно, они должны рассматриваться

в едином комплексе вопросов обустрой-

ства морского месторождения в целом.

Об этом свидетельствует вся мировая

практика. Поэтому важнейшей задачей

при подготовке молодых специалистов

по морскому нефтегазопромысловому

делу является обучение комплексному

концептуальному подходу при разработке

проектов обустройства морских месторо-

ждений нефти и газа. Например, в ряде

случаев вопросы транспорта продукции

морских скважин являются ключевыми,

определяющими вообще всю концепцию

обустройства месторождения.

Специалистов широкого профиля,

способных решать перечисленные зада-

чи, в настоящее время готовится недо-

статочно.

С учетом сложившейся ситуации отме-

тим, что существующие учебные программы

не учитывают дополнительные особенности

морских условий, влияющие на все виды

работ по поиску, разведке, обустройству,

эксплуатации месторождений и ликви-

дации промыслов с учетом требований

как российских, так и зарубежных норм

и стандартов. В Университете имеются

специализированные кафедры, способные

осуществлять подготовку бакалавров и ма-

гистров по основным направлениям морской

нефтегазовой деятельности.

Таким образом, можно предположить,

что объединенный научно-преподаватель-

ский потенциал кафедр РГУ нефти и газа

им. И. М. Губкина способен осуществлять

подготовку до 500 магистров в год. Ос-

новной задачей является рассмотрение

возможности подготовки в ближайшее

десятилетие молодых специалистов для

проведения НИОКР по созданию и внед-

рению комплекса технических решений

и мероприятий для различных гидроме-

теорологических, горно-технологических

и географических условий континенталь-

ного шельфа, а также повышение эффек-

тивности выполнения образовательного

проекта по подготовке бакалавров и ма-

гистров, обеспечивающих продвижение

и освоение перспективных морских неф-

тегазовых технологий.

Рис. 2. Магистранты кафедры «Освоение морских нефтегазовых месторождений» на лекции

Газовая промышленность № 10, 2 0 1 198 Газовая промышленность № 10, 2 0 1 198

Аннотации статей

УДК 622.279

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»: 55 лет трудовой деятельности (8)Алексей Васильевич ЗавгородневООО «Газпром трансгаз Ставрополь»355102, Россия, г. Ставрополь, пр-кт Октябрьской Революции, д. 6; тел.: (8652) 94-09-08; e-mail: [email protected]Одно из старейших дочерних обществ Газпрома – ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» – отме-чает свое 55-летие. За 55 лет произошло немало изменений в структуре и функциях Общества. С расширением масштабов деятельности появлялись новые подразделения, увеличивался круг их обязанностей. Создавались филиалы, возводились газовые магистрали, строились компрессорные и газораспределительные станции, осваивались новые производства, разви-валась наука и совершенствовались технологии. Так сформировался мощный производствен-но-хозяйственный комплекс, который сегодня продолжает динамично развиваться и входит в число крупнейших в Единой системе газоснабжения юга России.

Ключевые слова: геологические работы, Ставропольская газоносная провинция, Северо-Ставропольское месторождение, производственно-хозяйственный комплекс.

УДК 622.691.4

Обеспечение надежности транспортировки газа на участках развития опасных геологических процессов с использованием новых технологий диагностики (10)Алексей Васильевич Завгороднев1, Александр Николаевич Колотовский2, Михаил Михайлович Задериголова3, Игорь Григорьевич Ткаченко1, Александр Юрьевич Астанин1, Сергей Геннадьевич Петров1

1 ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»355102, Россия, г. Ставрополь, пр-кт Октябрьской Революции, д. 6; тел.: (8652) 94-09-08; e-mail: [email protected] ОАО «Газпром»117997, Россия, г. Москва, ул. Новочеремушкинская, д. 65; тел.: (719) 9-20-07; e-mail: [email protected] ООО «Геотек»,119602, Россия, г. Москва, Мичуринский пр-кт, Олимпийская Деревня, д. 3; тел.: (495) 126-17-23; e-mail: [email protected] Актуальные вопросы обеспечения геодинамической безопасности газотранспортных систем ОАО «Газпром» на участках активизации опасных геологических процессов (ОГП) не освещены в методико-нормативной документации компании. Предложенная принципиально новая технология диагностики и прогнозирования развития ОГП, вызывающих мгновенное разрушение грунтового основания газопроводов, основана на радиоволновом методе. В статье особое внимание уде-лено составу и организации автоматизированной системы контроля геологического процесса на проблемном участке газопровода с. Дзуарикау – г. Цхинвал. Предлагаемая технология отражает современный уровень прикладных разработок и заслуживает широкого внедрения в отрасли.

Ключевые слова: опасные геологические процессы, надежность транспортировки газа, диагностика и прогнозирование.

УДК 502:622.279

Оценка и обеспечение экологической безопасности газотранспортных предприятий юга России (15)Алексей Васильевич Завгороднев1, Игорь Григорьевич Ткаченко1, Елена Владимировна Маслова1, Александр Дмитриевич Хованский2, Иван Викторович Богачев2

1 ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»355102, Россия, г. Ставрополь, пр-кт Октябрьской Революции, д. 6; тел.: (8652) 94-09-08; e-mail: [email protected] Южный федеральный университет344090, Россия, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, д. 40; тел.: (863) 224-68-55; e-mail: [email protected]В статье сформулированы понятия экологической опасности и чрезвычайной экологической ситуации, определены и проанализированы источники экологической опасности на территории Ставропольского края. Представлена методика идентификации экологической опасности, в соответствии с которой определена степень потенциальной экологической опасности газо-транспортных объектов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» и предложена система мер по обеспечению экологической безопасности при их эксплуатации.

Ключевые слова: экологическая опасность, экологическая безопасность, методика иденти-фикации экологической опасности, чрезвычайная экологическая ситуация, газотранспортное предприятие.

УДК 069:622.279

Музейные коллекции ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» как источник по истории газового дела (20)Сергей Владимирович Бирюков, Лилия Владимировна Романенко (ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»)ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»355000, Россия, г. Ставрополь, пр-кт Октябрьской Революции, д. 6; тел.: (8652) 22-94-26; e-mail: [email protected]В настоящее время собрания музеев научно-технического и естественнонаучного профиля имеют большое значение для истории науки и техники, поскольку являются тематически объединенными комплексами источников различных типов. Их история отражает не только развитие техники и технологии как таковой, но и происходящие в обществе социальные, экономические, научно-образовательные и политические процессы. История развития газо-вого дела на юге России в значительном объеме представлена в музейных подразделениях ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

Ключевые слова: музейные коллекции, история науки и техники, развитие газового дела.

УДК 622.279

Флагману газовой промышленности Ямала – 40 лет (28)Сергей Николаевич Меньшиков

ООО «Газпром добыча Надым»629730, Россия, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, ул. Зверева, д. 1; тел.: (3499) 56-73-53; e-mail: [email protected]В этом году исполнится 40 лет со дня основания ООО «Газпром добыча Надым» – одной из крупнейших дочерних компаний ОАО «Газпром», работающей на территории Ямало-Не-нецкого автономного округа. Производственные мощности предприятия занимают огромную по протяженности территорию – от таежных лесов на юге округа до берега Карского моря на севере п-ова Ямал. Основные направления деятельности компании: добыча газа, гео-лого-разведочные работы и выполнение функций заказчика на объектах инвестиционного и собственного строительства. В 2010 г. коллектив успешно справился с главной задачей, выполнив план по добыче газа на 100,9 %. Добыто свыше 55 млрд м3 газа.

Ключевые слова: ОАО «Газпром добыча Надым», добыча газа, геолого-разведочные работы, Крайний Север.

УДК 681.518

Системы интегрированного моделирования для повышения эффективности управления разработкой месторождений (31)Игорь Сергеевич Морозов, Андрей Николаевич Харитонов, Михаил Николаевич Киселев, Михаил Александрович СкоробогачООО «Газпром добыча Надым»629730, Россия, ЯНАО, г. Надым, ул. Зверева, д. 1; тел.: (3499) 567-363; e-mail: [email protected]В статье приводятся результаты анализа осложнений при эксплуатации месторождений, нахо-дящихся на завершающей стадии разработки, и обоснованы способы их устранения. Показан положительный опыт применения систем интегрированного моделирования процесса добычи газа для совершенствования управления разработкой залежей углеводородов и повышения эффективности реконструкции газопромысловых объектов.

Ключевые слова: завершающая стадия разработки месторождений, моделирование, процесс добычи газа, эффективность реконструкции газопромысловых объектов.

УДК 613.1:622.279

Система производственного экологического мониторинга как основа обеспечения экологической безопасности (35)Игорь Сергеевич Морозов, Григорий Константинович Смолов, Алексей Борисович Осокин, Елена Михайловна ПекедоваООО «Газпром добыча Надым»629730, Россия, ЯНАО, г. Надым, ул. Зверева, д. 1; тел.: (3499) 567-363; e-mail: [email protected]Системный подход в организации производственного экологического мониторинга (ПЭМ), проводимого в ООО «Газпром добыча Надым» на объектах хозяйственной деятельности, позволяет эффективно осуществлять экологическую политику предприятия. Действенность экологической политики становится возможной благодаря постоянному контролю за источ-никами техногенного воздействия на окружающую среду, регулярному изучению компонентов природной среды и комплексной интегрированной оценке ее состояния, налаженным струк-турным связям между подразделениями, задействованными в ее реализации.

Ключевые слова: экологическая безопасность, производственный экологический мониторинг, окружающая среда, техногенное воздействие.

УДК 622.279.5;622.279.7

Моделирование графика ремонтных работ на газовых скважинах (40)Сергей Николаевич Меньшиков1, Борис Леонидович Лавровский2, Владимир Васильевич Елгин1, Евгений Александрович Шильцин2

1 ООО «Газпром добыча Надым»629730, Россия, ЯНАО, г. Надым, ул. Зверева, д. 1; тел.: (3499) 56-73-53; e-mail: [email protected] Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН630090, Россия, г. Новосибирск, пр-кт Лаврентьева, д. 17; тел.: (383) 330-44-22; e-mail: [email protected]В условиях объективно сокращающихся дебитов скважин на старых нефтегазовых месторожде-ниях возрастает значение ремонтных работ как одного из решающих факторов и инструментов компенсации падающих объемов добычи. В статье рассматриваются экономические аспекты оптимизации ремонтных работ на газовых скважинах. Предложена экономико-математическая модель рационального графика работ, т. е. определения последовательности ремонтов во вре-мени и пространстве, обеспечивающая максимальный объем послеремонтной добычи.

Ключевые слова: оптимизация, график ремонтных работ, дебит, добыча газа.

УДК 622.03:553.98

Сфера взаимных интересов государства и бизнеса – эффективное недропользование (46)Александр Мирославович Карасевич, Николай Миронович Сторонский, Евгений Сергеевич Мелехин, Михаил Владимирович ДудиковОАО «Газпром промгаз»117420, Россия, г. Москва, ул. Наметкина, д. 6; тел.: (495) 504-43-69; е-mail: [email protected]В современной России в процессе становления рыночных отношений обострились проблемы, связанные с формированием и использованием минерально-сырьевой базы. В статье приво-дятся предложения по государственному регулированию отношений недропользования, на-правленные на повышение эффективности использования запасов полезных ископаемых.

Ключевые слова: минерально-сырьевая база, месторождения полезных ископаемых, недро-пользование, государственное регулирование.

УДК 338.5

Цена на газ и электроэнергию (50)Эдуард Амаякович Микаэлян

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

9999


119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр-кт, д. 65; тел.: (499) 230-93-08; е-mail: [email protected]Анализ различных договоров на поставку нефти и газа показывает, что при установлении цены на эти товары принимают во внимание различные факторы: политические, экономические, географические и т. д., но не учитывают технологические особенности эксплуатируемых систем и режим транспортировки. В случае применения дифференцируемых цен на газ в зависимости от периодических колебаний производительности газопровода и сезонного газопотребления по предлагаемой методике создадутся условия для упорядочения поставок газа, стабилизации его транспорта, расширится сеть сезонных потребителей, что в итоге улучшит технико-экономические показатели трубопроводного транспорта. Сопоставление цен на газ и электроэнергию и установление цены на газ позволит определить и другие технико-экономические показатели электроэнергетического производства.

Ключевые слова: ценообразование на газ на основе себестоимости производства, цены на природный газ, цены на электроэнергию ТЭС, ТЭЦ, в зависимости от цены на газ, эквивалентная доля природного газа за расходуемую электроэнергию.

УДК 620.91

Перспективы освоения возобновляемых источников энергии в России (58)Магомедали Алиевич Омаров, Рамидин Акбербубаевич Саркаров, Сергей Иванович Белан, Низами Минхажудинович ГусейновООО «НПЦ Подземгидроминерал»107023, Россия, г. Москва, ул. Б. Семеновская, д. 40; тел.: (495) 665-49-48Анализ современного состояния освоения возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в мире и России и оценка ресурсного потенциала геотермальной, солнечной, ветровой энергии и биомассы определяют перспективы расширения их использования. Установлено наличие высокого потенциала экономии органического топлива за счет использования ВИЭ и пред-ложены мероприятия по развитию энергопроизводств на базе ВИЭ.

Ключевые слова: возобновляемые источники энергии (ВИЭ), ресурсный потенциал, геотер-мальная, солнечная, ветровая энергия, энергопроизводство на базе ВИЭ.

УДК 622.276.012

Новое техническое решение по извлечению тяжелых нефтей (60)Ефим Вульфович КрейнинОАО «Газпром промгаз»117420, Россия, г. Москва, ул. Наметкина, д. 6; тел.: (495) 504-42-59В статье Р. С. Хисамова поднят очень важный вопрос: как же вовлечь в топливно-энергетический баланс (ТЭБ) страны тяжелые, высоковязкие нефти, неосвоенные запасы которых весьма и весьма велики (мировые запасы оцениваются в 300–350 млрд т)? Предлагается новая термическая технология, основанная на сжигании части углеводородного сырья на месте его залегания и прогреве всей залежи горячими продуктами, сопровождающемся многократным снижением вязкости исходной тяжелой нефти.

Ключевые слова: высоковязкие нефти, термическая технология, прогрев всей залежи, сни-жение вязкости нефти.

УДК 546.221

Информационно-аналитическая система контроля технического состояния объектов добычи газа Астраханского ГКМ (62)Вячеслав Николаевич Медведев, Фарид Гарифович Тухбатуллин, Алексей Борисович Докутович, Владимир Дмитриевич Шапиро, Алексей Евгеньевич Андреев, Владимир Григорьевич Лим, Александр Георгиевич ВинокурцевООО «Газпром газнадзор» 119415, Россия, г. Москва, пр-кт Вернадского, д. 41, стр. 1; тел.: (495) 631-52-42; e-mail: [email protected]Рассмотрены вопросы оценки состояния объектов газодобывающего предприятия (ГДП). Описана функциональная структура разработанной информационно-аналитической системы (ИАС), предназначенной для оценки возможности дальнейшей эксплуатации технологических объектов ГДП на основе экспертных оценок и результатов технического диагностирования. Приведена схема многокритериального анализа приоритетов объектов для планирования очередности капитального ремонта.

Ключевые слова: газодобывающее предприятие, оценка риска, техническое диагностирование, капитальный ремонт, анализ приоритетов, информационная система.

УДК 622.276.1 / .4

Завершающий этап разработки месторождений нефти и газа (70)Виктор Георгиевич Мартынов1, Александр Иосифович Ермолаев1 Екатерина Валерьевна Кондратенко2, Валерий Менделеевич Казаков2

1 РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр-кт, д. 65; тел.: (499) 137-81-082 ОАО «Газпром промгаз»117420, Россия, г. Москва, ул. Наметкина, д. 6; тел.: (916) 980-75-40; е-mail: [email protected]Сегодня многие месторождения предприятий нефтяной и газовой промышленности приближаются к естественной фазе своего развития – завершающему этапу. Этот этап характеризуется серьезной и затратной работой по ликвидации объектов нефтегазодобычи и рекультивации земель. Однако для успешного проведения этих работ многие важнейшие вопросы – как юридические, экономи-ческие, так и технические – не проработаны. Отсутствует понимание того, кто и на какие средства произведет комплекс работ, полностью устраняющий ущерб и последующие риски для природной среды, возникшие от хозяйственной деятельности, связанной с добычей нефти и газа.

Ключевые слова: завершающий этап разработки месторождений, ликвидация объектов нефтегазодобычи, рекультивация земель.

УДК 622.276.5.054.3

Результаты испытаний НКТ с эмалированным покрытием на скважинах Комсомольского месторождения (72)

Валерий Зирякович Минликаев1, Борис Александрович Ерехинский1, Дмитрий Владимирович Дикамов1, Николай Данилович Дубровский2, Игорь Владимирович Шулятиков3, Сергей Иванович Назаров3

1 ОАО «Газпром»117997, Россия, г. Москва, ул. Новочеремушкинская, д.65; тел.: (495) 719-20-49; e-mail: [email protected] ООО «Газпром добыча Ноябрьск»629806, Россия, г. Ноябрьск, ул. Республики, д. 20 3 ООО «Газпром ВНИИГАЗ»115583, Россия, г. Москва, а/я 130; тел.: (495) 355-94-73; e-mail: [email protected]Теоретическими исследованиями и экспериментальными работами на скв. 1164 Комсо-мольского месторождения установлено, что чем больше пластовое давление и чем лучше фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта-коллектора, тем выше дебит скважины и эффективность применения НКТ с эмалированным покрытием. Внедрять данную техноло-гию на сеноманских скважинах северных месторождений, работающих в режиме истощения, малоэффективно. Наиболее эффективно применение НКТ с эмалированными покрытиями на сеноманских скважинах новых месторождений как с высокими, так и с низкими коллек-торскими свойствами. Степень эффективности представляется возможным регулировать расчетом и подбором диаметра НКТ.

Ключевые слова: Комсомольское месторождение, пластовое давление, НКТ с эмалированным покрытием, диаметр НКТ.

УДК 622.24

Технология безаварийного бурения нефтяных и газовых скважин с помощью магнитного бурового раствора (76)Алексей Александрович ГулинАстраханский ГТУ414025, Россия, г. Астрахань, ул. Татищева, д. 16; тел.: (8512) 25-09-23; e-mail: [email protected] В данной работе рассмотрен новейший метод укрепления ствола скважины во время буровых работ с помощью системы «магнит – магнитная буровая жидкость». Описаны физико-химиче-ские свойства магнитного раствора. Выявлены преимущества данного бурового раствора над существующими и описаны решаемые проблемы с помощью данной системы.

Ключевые слова: строительство скважин, постоянный магнит, магнитный буровой раствор, укрепление ствола скважины.

УДК 658.382.3

Организация и обеспечение техногенной безопасности транспортного комплекса ОАО «Газпром» (78)Виктор Григорьевич Рахманько1, Анатолий Викторович Грохотов1, Юрий Николаевич Пахомов1, Сергей Викторович Власов2, Сергей Алексеевич Егурцов2

1 ОАО «Газпром» 117997, Россия, г. Москва, ул. Новочеремушкинская, д. 65; тел.: (495) 719-29-72; e-mail: [email protected]ООО «Газпромэнергодиагностика»117218, Россия, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 21/33, корп. 1; (499) 124-25-76; e-mail: [email protected]В статье рассмотрены наиболее вероятные причины возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного характера на объектах транспортного комплекса ОАО «Газпром». Представлены ключевые направления обеспечения техногенной безопасности и пути их реализации. Изло-жены результаты разработки стандартов в рамках Системы стандартизации ОАО «Газпром». Представлены направления повышения безопасности дорожного движения в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром». Рассмотрены вопросы обеспечения техногенной безопасности объектов транспортного комплекса при реализации инвестиционных проектов ОАО «Газпром» в районах Крайнего Севера России.

Ключевые слова: техногенная безопасность, транспортный комплекс, чрезвычайные ситуации, Система стандартизации ОАО «Газпром».

УДК 622.279

Оценка развития эрозионных процессов на Бованенковском НГКМ (84)Александр Владимирович Баранов, Олег Борисович Наполов, Константин Левонович УнанянООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка; тел.: (495) 355-93-44; e-mail: [email protected]Оценка развития водно-эрозионных процессов на территории Бованенковского нефтегазокон-денсатного месторождения (НГКМ), полученная в ходе выполнения эколого-технологической экспедиции «Ямал-2010», была сопоставлена с данными 1993 г. Установлено, что развитие эрозионных процессов, спровоцированное техногенными воздействиями, представляет серь-езную угрозу находящимся поблизости инженерным сооружениям. Данное обстоятельство требует проведения дальнейших мониторинговых исследований в целях своевременного принятия мер по их локализации.

Ключевые слова: эрозионные процессы, овражная сеть, полевые исследования.

УДК 613.1

Некоторые экологические проблемы освоения нефтегазовых месторождений Арктики (86)Сергей Владимирович Коняев1, Наталья Борисовна Пыстина2, Александр Владимирович Баранов2, Константин Левонович Унанян2

1 ОАО «Газпром»117997, Россия, г. Москва, ГСП-7, ул. Наметкина, д. 16; тел.: (495) 719-29-45; e-mail: [email protected] ООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка; тел.: (495) 355-93-44, доб. 2349; e-mail: [email protected]

Газовая промышленность № 10, 2 0 1 1Газовая промышленность № 10, 2 0 1 1


100

Перед ОАО «Газпром» при реализации проектов по освоению Российской Арктики, и в частности п-ова Ямал, встает ряд экологических проблем. Для решения этих проблем в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводятся комплексные геоэкологические исследования современного состояния природной среды п-ова Ямал, в процессе которых оцениваются интенсивность техногенного воздействия на окружающую среду, состояние техногенно трансформированных и нарушенных земель, развитие экзогенных процессов, условия формирования гидрологического режима поверхностных водоемов и водотоков, состояние атмосферного воздуха, апробируются техно-логии очистки почвогрунта от нефтезагрязнений, использующие новые методы и технические подходы к биологической очистке загрязненных почв.

Ключевые слова: экологические проблемы, Крайний Север, месторождения углеводородов, Арктика, экосистемы, п-ов Ямал.

УДК 622.691.4

Трубопроводный транспорт продукции морских платформ типа FPU (90)Владимир Алекперович СулеймановООО «Газпром ВНИИГАЗ»142717, Россия, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка; тел.: (495) 355-90-26, доб. 20-83; e-mail: [email protected]В статье рассматриваются вопросы эксплуатации протяженных морских трубопроводов, по которым транспортируется газ с малым содержанием жидких углеводородов. Приведены результаты сравнения данных натурных измерений с расчетными значениями потерь давления в трубопроводах, которые подтверждают общепринятое представление о том, что при экс-плуатации газопроводов с малым содержанием жидкой фазы преобладающими структурами двухфазных потоков являются расслоенная и дисперсная структуры. Сформулированы основ-ные положения механистической модели, которая позволяет с высокой точностью определять

границы существования дисперсной, расслоенной и пробковой структур течения совместного транспорта газа и малых объемов жидкой фазы в зависимости от производительности тру-бопровода и углов наклона его участков.

Ключевые слова: двухфазные углеводородные смеси, механистическая модель, трубопро-водный транспорт, трубопроводы.

УДК 658.386:378.031.4

Подготовка магистров – специалистов для освоения месторождений нефти и газа на континентальном шельфе (95)Борис Александрович Никитин, Александр Сергеевич Оганов, Елена Викторовна БогатыреваРГУ нефти и газа им. И. М. Губкина119991, Россия, г. Москва, Ленинский пр-кт, д. 65; тел.: (499) 135-73-56; e-mail: [email protected]В статье анализируется состояние работ в области освоения морских нефтегазовых месторо-ждений в России, отмечается необходимость создания новых технико-технологических решений по обеспечению нефтяников и газовиков необходимыми средствами, способными работать в условиях глубоководных зон незамерзающих и в тяжелых ледовых условиях замерзающих морей. Акцентируется, что в связи с активизацией работ на шельфе, как следствие, требуются квалифицированные специалисты. Подготовкой магистров техники и технологии по про-граммам «Морское бурение» и «Разработка морских нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» занимается единственная в РФ кафедра освоения морских нефтегазовых месторождений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

Ключевые слова: шельф, нефтегазовая компания, специалист, магистр, кафедра, учебные программы, повышение квалификации.

Gazprom Transgaz Stavropol: a 55-year long track record (8)Aleksei V. ZavgorodnevGazprom Transgaz Stavropol; 6 October Revolution Pr., Stavropol, 355102, Russia; Tel.: (8652) 94 09 08; e-mail: [email protected] One of Gazprom’s oldest, Gazprom Transgaz Stavropol has entered its 55th anniversary. Over its more than half-century long history, numerous structural and operating changes took place there. Due to growing scope and scale of operations, new divisions have been progressively added and new commitments were emerging. Its activities are associated with new affiliated structures, major gas pipelines, compressor and distribution stations, new industry floors, along with science and technology advancements. Today, it remains one of the largest companies in the Russia’s South.

Keywords: geological survey, Stavropol gas province, North Stavropol field, gas industry operations.

New diagnostic tools assist reliable gas transmission under critical geological implications (10)Aleksei V. Zavgorodnev1, Aleksandr N. Kolotovsky2, Mikhail M. Zaderigolova3, Igor G. Tkachenko1, Aleksandr Yu. Astanin1, Sergei G. Petrov1 1Gazprom Transgaz Stavropol; 6 October Revolution Pr., Stavropol, 355102, Russia; Tel.: (8652) 94 09 08; e-mail: [email protected] 2Gazprom: 65 Novocheremushkinskaya St., Moscow, 117997, Russia; Tel.: (719) 9 20 07; e-mail: [email protected]; Off. 314, 3 Michurinsky Pr., Olimpiyskaya Derevnya, Moscow, 119602, Russia; Tel.: (495) 126 17 23; e-mail: [email protected] security of Gazprom’s gas transmission facilities, under emergence of potentially hazardous geological processes, is largely short of appropriate coverage in company’s methodologies and guidelines. This principally new pipeline diagnostics and predictive assessment system uses a radio wave method and mostly focuses on causes of pipeline foundation soil destruction. Special emphasis is placed in this paper on geological monitoring management and system instrumentation.

Keywords: critical geological processes, reliable gas supply, pipeline diagnostics, projections.

Russia’s southern gas pipelines: environmental performance assessments and management (15)Aleksei V. Zavgorodnev1, Igor G. Tkachenko1, Elena V. Maslova1, Aleksandr D. Khovansky2, Ivan V. Bogachev2

1Gazprom Transgaz Stavropol; 6 October Revolution Pr., Stavropol, 355102, Russia; Tel.: (743) 3 94 54; e-mail: [email protected] 2South Federal University; 40 Zorge St., Rostov-on Don, 344090, Russia; Tel.: (863) 224 68 55; e-mail: [email protected] paper summarises the environmental risks and emergencies; in addition, it defines and analyses such potential implications for Stavropol region of Russia. A new environmental risk assessment methodology is highlighted, to identify potential environmental hazards to Gazprom Transgaz Stavropol-operated gas pipelines. Advanced operating framework was proposed to ensure environmental compliance of these pipelines.

Keywords: environmental risks, environmental security, environmental risk identification, methodology, environmental emergency, gas pipelines.

Gazprom Transgaz Stavropol museum and collection: a viable source for gas business history (20)Sergei V. Biryukov, Liliya V. RomanenkoGazprom Transgaz Stavropol; 6 October Revolution Pr., Stavropol, 355102, Russia; Tel.: (8652) 22 94 26; e-mail: [email protected] presently and in the past, science and technology museum collections remain key for research into history as they deliver thematically integrated knowledge concerning topics of interest. In addition

to science and technology development history, such collections reflect the ongoing social, science, educational, and political shifts. The gas development history in Russia’s south is largely benefited from Gazprom Transgaz Stavropol museum contributions.

Keywords: museum collection, science and technology, history, gas business development.

Yamal’ flagship gas operator: the 40th anniversary (28)Sergei N. MenshikovGazprom Dobycha Nadym; 1 Zvereva St., Nadym, 626730, Russia; Tel.: (3499) 56 73 53; e-mail: [email protected] year marks the 40th anniversary of Gazprom Dobycha Nadym, one of Gazprom’s largest operators in Yamal-Nenets area. Upstream facilities of this company cover vast territory, from taiga forests in its south to the Kara Sea shoreline in Yamal Peninsula’s north. Our key operating areas include: gas production, exploration, investment support, and upstream construction activities. In 2010, our company successfully met the Gazprom targets and produced over 55 Bcm gas.

Keywords: Gazprom Dobycha Nadym, gas production, exploration, Far North.

Integrated modelling tools for field development performance improvements (31)Igor S. Morozov, Andrei N. Kharitonov, Mikhail N. Kiselev, Mikhail A. SkorobogachGazprom Dobycha Nadym; 1 Zvereva St., Nadym, 626730, Russia; Tel.: (3499) 56 73 63; e-mail: [email protected] This paper summarises the analyses of difficulties emerging under upstream production at maturing fields and justifies mitigation methods. Positive experience with integrated modelling tools designed to support gas production is highlighted. Today, the key targets assume progressive improvements with field development performance and boosting efficiency of gas field facility upgrades.

Keywords: maturing fields, modelling, gas production, performance, field upgrades.

Upstream environmental monitoring system is central for sustaining environmental security (35)Igor S. Morozov, Grigory K. Smolov, Aleksei B. Osokin, Elena M. PekedovaGazprom Dobycha Nadym; 1 Zvereva St., Nadym, 626730, Russia; Tel.: (3499) 56 73 63; e-mail: [email protected] system-level approach to upstream environmental monitoring management at Gazprom Dobycha Nadym enables to efficiently pursue the company’s environmental policy. Its high effectiveness is achieved through continuous monitoring of all technology-driven impacts on the environment, regular assessments of key environmental components and comprehensive evaluation of environmental conditions given the highly developed structural links between individual company operations.

Keywords: environmental security, upstream environmental monitoring, technology-driven impacts.

Modelling gas well repairs (40)Sergei N. Menshikov1, Boris L. Lavrovsky2, Vladimir V. Elgin1, Evgeny A. Shiltsin2

1Gazprom Dobycha Nadym; 1Zvereva St., 1Nadym, 626730, Russia; Tel.: (3499) 56 73 53; e-mail: [email protected] of Economics and Industrial Engineering of the Siberian Branch of the RAS; 17, Ac. Lavrentieva Pr., Novosibirsk, 630090, Russia; Tel.: (383) 330 44 22; e-mail: [email protected] repairs and workovers appear to be increasingly critical as they offer to offset falling production under progressive declines at maturing oil and gas fields. This paper addresses the underlying economic drivers for gas well repair optimisation. The economic model was designed to streamline operating schedules, i.e. to identify optimum repair time and target sequence thereby ensuring the highest achievable production levels following such repairs.

Keywords: optimisation, repair schedule, well flow rate, gas production.

Abstracts of articles

101101

Abstracts of articles

Interconnected government and business interests – efficient subsoil use (46)Aleksandr M. Karasevich, Nikolai M. Storonsky, Evgeny S. Melekhin, Mikhail V. DudikovGazprom Promgaz; 6 Nametkina St., Moscow 117420, Russia; Tel.: (495) 504 42 70; e-mail: [email protected] Under evolving market environment, the modern Russia increasingly faces challenges associated with assessments and use of its mineral resource base. This paper summarises various proposals regarding the regulatory control of subsoil use practices domestically, focusing on progressive improvements with oil and gas development efficiency.

Keywords: mineral resource base, fields, subsoil use, government regulatory control.

Gas and power pricing (50)Eduard A. MikaelyanGubkin Oil & Gas University; 65 Leninsky Pr., Moscow, 119991, Russia; Tel.: (495) 930 93 08; е-mail: [email protected] Analysis of different oil and gas supply agreements indicates that various drivers appear to be at play when setting these prices: political, economic, geographical, and others, but too often they make no provisions with regard to individual technology features of both upstream and midstream operations. Through differentiated oil and gas pricing, driven by gas pipeline throughput variations and demand seasonality, this methodology offers more ordered gas supply, sustained pipeline flows, expanded capacity for seasonal demand, and finally – better gas transmission overall performance. Other useful variables for power could be generated from oil and gas price levels and comparisons.

Keywords: cost-driven pricing, gas prices, power prices, thermal generation, gas-fired generation, spark spreads.

Prospects for renewables in Russia (58)Magomedali A. Omarov, Ramidin A. Sarkarov, Sergei I. Belan, Nizami M. GuseinovNPTs Podzemgidromineral; 40 B. Semenovskaya St., Moscow, 107023, Russia; Tel.: (495) 665 49 48Analysis of the renewables sector’s current status in Russia and globally along with assessments of resource potential associated with geothermal, solar, wind, and biomass are believed central for their future development. High potential involved in fossil fuel savings attributable to renewables was identified, along with viable proposals regarding the renewables-driven power development.

Keywords: renewables, potential resources, geothermal, solar, wind power, renewables for power.

New approach to heavy oil recovery (60)Efim V. KreininGazprom Promgaz; 6 Nametkina St., Moscow 117420, Russia; Tel.: (495) 504 42 59Some analysts rise one important issue: how to find better ways to bring heavy, viscous crudes on production, countrywide. Such plays were reported to have huge resources which have been accessed globally at 300–350 billion t. A new thermal bed stimulation technology was proposed, it is built around in-situ combustion of limited hydrocarbon volumes aimed to warm up the rest of the play by combustion products which leads to significant viscosity reduction for heavy crude oil.

Keywords: high-viscosity crudes, thermal bed stimulation, play in-situ warming up, oil viscosity reduction.

Monitoring production facility conditions in Astrakhan gas field: information management and analytical framework (62)Vyacheslav N. Medvedev, Farid G. Tukhbatullin, Aleksei B. Dokutovich, Vladimir D. Shapiro, Aleksei E. Andreyev, Vladimir G. Lim, Aleksandr G. VinokurtsevGazprom Gaznadzor; 41 Pr. Vernadskogo, Bldg. 1, Moscow, 119415. Russia; Tel.: (495) 631 52 42; e-mail: [email protected] authors address technical status of upstream gas facilities. They deliver information management, analysis, and monitoring system process flow-diagram. The system helps with decisions regarding the continued facility operation, based on expert assessments and diagnostics. Also, the paper summarises a multivariable analytical system which helps prioritise the scheduled overhauls.

Keywords: gas producer, risk assessment, diagnostics, overhauls, priority analysis, information system.

Mature oil and gas field development challenges (70)Viktor G. Martynov1, Aleksandr I. Ermolayev1, Ekaterina V. Kondratenko2, Valery M. Kazakov2 1Gubkin Oil & Gas University; 65 Leninsky Prospekt, Moscow 119991, Russia; Tel.: (499) 137 81 082Gazprom Promgaz; 6 Nametkina St., Moscow 117420, Russia; Tel.: (916) 980 75 40; e-mail: [email protected], most older oil and gas fields are nearing their productive life due to progressive play maturity. This phase is challenged by extensive, and costly, retirements and land recovery requirements. However, many underlying critical issues – legal, economic, and technical – remain largely undeveloped. Also, there is no common understanding of who and which money are assumed to be committed for such oil and gas facility retirements and mitigation of environmental risks.

Keywords: maturing fields, upstream facility abandonment, retirements, land recovery.

Enamel-coated tubing tested at Komsomolskoye field wells (72)Valery Z. Minlikayev1, Boris A. Erekhinsky1, Dmitry V. Dikamov1, Nikolai D. Dubrovsky2, Igor V. Shulyatikov3, Sergei I. Nazarov3

1Gazprom; 65 Novocheremushkinskaya St., Moscow, 117997, Russia; Tel.: (495) 719 20 49; e-mail: [email protected] Dobycha Noyabrsk; 20 Respubliki, Noyabrsk, 629806, Russia3Gazprom VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia; Tel.: (495) 355 93 73; e-mail: [email protected] was shown both theoretically and experimentally that higher formation pressures typically lead to better reservoir properties, greater well flow rates, and better enamel-coated tubing performance. It

is believed largely unviable to introduce such technology into Senomanian plays of depletion-driven northern fields. For Senomanian, such tubing would likely bring the best benefits at new fields with both good and poor reservoir properties. Tubing diameters can be estimated and chosen to control the desired performance.

Keywords: Komsomolskoye field, formation pressure, tubing, enamel coatings, tubing diameter.

Magnetic drilling mud for failsafe oil and gas well drilling (76)Aleksei A. GulinAstrakhan State Technical University; 16 Tatishcheva St., Astrakhan, 414025, Russia; Tel.: (927) 565 30 65; e-mail: [email protected] article addresses the innovative technology for hole casing and cementing while drilling and using a “magnet – magnetic drilling mud” system. It describes the magnetic fluid’s physical and chemical properties, and identifies advantages of this mud over existing compositions. In addition, it highlights issues believed to be successfully handled when using such system.

Keywords: well drilling, permanent magnet, magnetic drilling mud, well casing and cementing.

Managing technology-related security of Gazprom vehicle fleet (78)Viktor G. Rakhmanko1, Andrei V. Grokhotov1, Yury N. Pakhomov1, Sergei V. Vlasov2, Sergei A. Egurtsov2

1Gazprom; 65 Novocheryomushkinskaya St., Moscow, 117418, Russia; Tel.: (495) 719 29 72; e-mail: [email protected]; 21/33 Krzhizhanovskogo St., bldg. 1, Moscow, 117218, Russia; Tel.: (499) 124 25 76; e-mail: [email protected] report addresses the most probable causes for technology-driven emergencies regarding Gazprom’s road vehicle operations. It summarises the key activity areas and implementation options, including new standard packages within the wider Gazprom standardisation framework. Other efforts include new road security measures for Gazprom’s affiliates including special road vehicle regulations to be applied under investment projects in Russia’s Far North.

Keywords: technology-related security, vehicle fleet, emergencies, Gazprom standardisation framework.

Assessment of erosion processes at Bovanenkovskoye field (84)Aleksandr V. Baranov, Oleg B. Napolov, Konstantin L. UnanyanGazprom VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia; Tel.: (495) 355 93 44; e-mail: [email protected] of water/erosion processes across the Bovanenkovskoye oil/gas/condensate field area was undertaken during Yamal-2010 environmental and technology expedition, with these data tested against 1993 reports. It was found that development of erosion processes was initiated by technology implications and poses major challenges for nearby engineering installations. This conclusion calls for continued field monitoring and timely erosion containment actions.

Keywords: Bovanenkovskoye field, erosion, technology implications, ravine observation grid, field survey.

Environmental challenges for Arctic oil and gas development (86)Sergei V. Konyayev1, Natal’ya B. Pystina2 , Aleksandr V. Baranov2, Konstantin L. Unanyan2

1Gazprom; 16 Nametkina St., Moscow, GSP-7, 117997, Russia; Tel.: (495)719 29 45; e-mail: [email protected] VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia; Tel.: (495) 355 93 44 ext 2349; e-mail: [email protected] is faced by several environmental challenges associated with its Arctic projects including Yamal Peninsula. In response, Gazprom VNIIGAZ has embarked on a comprehensive geological and environmental study of Yamal's current status, to assess the potential scope of technology implications for the environment, technology-affected areas and soil conditions, exogenic process development, hydrological regimes in surface water pools and ways, and air quality. It also tests soil oil spill removal methods using innovative technologies including bio-treatment.

Keywords: environmental challenges, Far North, oil and gas fields, Arctic region, ecosystems, Yamal Peninsula.

Subsea pipelines for floating production systems (90)Vladimir A. SuleimanovGazprom VNIIGAZ; Sttl. Razvilka, Leninsky District, Moskovskaya Obl., 142717, Russia; Tel.: (495) 355 90 26 ext 20 83; e-mail: [email protected] paper addresses operating aspects of longer subsea pipelines designed for two-phase media with minor liquids content. It summarises existing installations and key operating constraints typical of such pipelines. Comparisons between field measurements and estimates to assess pressure loss reveal one common conclusion: with smaller liquids present, the two-phase flow is dominated by stratification and dispersed conditions. The underlying flow model is highlighted, to helps assess the flow conditions depending on pipeline capacity and route elevations.

Keywords: two-phase hydrocarbon mixtures, mechanistic model, subsea pipeline, flow pattern.

A Master’s degree: driven by offshore oil and gas development targets (95)Boris A. Nikitin, Aleksandr S. Oganov, Elena V. BogatyrevaGubkin Oil & Gas University; 65 Leninsky Prospekt, Moscow, 119991, Russia; Tel.: (499) 135 73 56; e-mail: [email protected] paper analyses the current status of offshore oil and gas development in Russia and highlights advanced technology solutions believed critical for successful oil and gas operations in ice-prone and heavy ice load deepsea environment. Progressively growing professional skill requirements are a topical issue now, due to wider offshore activities. Gubkin Oil and Gas University has a unique (for Russia) Offshore Field Development Department with professional training focuses on “Offshore drilling” and “Oil, gas, and condensate development.”

Keywords: offshore, oil and gas companies, professional skills, Master’s degree, training department, curriculum, refresher training.


Корр. – Магомедали Алиевич, как ни кру-

ти, а юбилей – это серьезное событие

в жизни человека, когда невольно под-

водятся итоги, вспоминается прошлое,

бросается взгляд в будущее..

М.О. – ...и за праздничным столом со-

бираются родные, близкие тебе люди,

друзья, коллеги.

Корр. – И это святое дело, но не секрет,

что каждому человеку, а тем более твор-

ческому, свойственно мечтать. И осо-

бенно приятно бывает, когда эти мечты

сбываются… У Вас была мечта?

М.О. – Мечта пришла ко мне еще в юные

годы. И сбылась в дальнейшем, но толь-

ко в два этапа. И вот почему.

С раннего детства в горах Дагестана

я завороженно наблюдал за полетом

птиц, за тем, как они стремглав взмы-

вают в небо, а затем плавно парят

в голубой высоте. Я мечтал, что стану

летчиком и буду так же, как эти пти-

цы, хозяином неба. И я в дальнейшем

почти осуществил свою мечту: летал

на самолетах, прыгал с парашютом,

но… в тот момент, когда казалось, что

все сбывается, судьба наложила вето

на мою летную мечту. Подвело здоро-

вье. И жизнь моя потекла по совсем

другому руслу, далекому от авиации.

Появились другие ценности, другие

знания, другие мечты. И я понял, что

полет мысли и реальность свершений

бывают не обязательно в небе, и такой

новый полет состоялся. В этом смыс-

ле моя мечта осуществилась на сто

процентов. Правда, тогда я не знал,

как, где и когда это произойдет. Одна-

ко жизнь сама подвела меня к этому

новому пути.

…Он родился в высокогорном селении

Тисси в многодетной аварской семье.

Его отец владел несколькими специаль-

ностями. К моменту рождения Магоме-

дали он работал в районном управле-

нии водного хозяйства. Впоследствии

семья переехала в Ростовскую обл.,

где отец продолжил свою трудовую

деятельность в крупном животновод-

ческом колхозе. Детство Магомеда-

ли проходило на просторах зеленых

равнин, овеянных хрустальным озоном

высокогорья и серебряным перезвоном

чистых и прохладных ручьев, где паслись

стада почти библейских кудрявых овец.

По своему характеру он был лидером,

причем лидером во всем – будь то учеба,

работа или спорт (1-й разряд по вольной

борьбе). Любил волейбол, как правило,

выбирался капитаном команд, а в меж-

районных соревнованиях неоднократно

становился победителем или призером.

Ежедневные марш-броски в школу, рас-

положенную в 5 км от родного селения,

были ему совсем не в тягость, а, ско-

рее, напоминали тренировки. Учился

он с удовольствием, жадно, как губка,

впитывая новые знания и впечатления.

После окончания школы Магомедали

поступал на технологический факуль-

тет Дагестанского пединститута, но,

«споткнувшись» на сочинении, не впал

в уныние, а записался на подготови-

тельное отделение физмата. Окончить

его, правда, он не успел: пришло вре-

мя служить в армии. Он призывается

в авиационные войска, оканчивает там

школу младших авиатехников по авиа-

ционному вооружению и направляется

для несения срочной службы в состав

так называемого исследовательского

авиационного полка, дислоцированного

в г. Воронеже.

Корр. – Словом, в армии Вы вплотную

приблизились к своей мальчишеской

мечте: летать…

М.О. – Именно так. Однако положение

младшего авиатехника меня не устраи-

вало. И после полутора лет службы (мне

оставалось всего полгода до демоби-

лизации) я поступил в Тамбовское выс-

шее военно-авиационное училище им.

М. М. Расковой и стал единственным

из многих претендентов нашего полка,

кто преодолел жесточайший конкурсный

барьер. Специальность была именно та,

о которой я мечтал, – летчик-инженер.

...Полетели дни и месяцы интересней-

ших занятий, постижения сложнейшего

мира авиации, полеты, прыжки с па-

рашютом. Словом, он попал в стихию,

о которой мечтал долгие годы. Прошло

полтора года, и горизонт будущего ка-

зался чистым и безоблачным.

Корр. – Что же все-таки случилось?

М.О. – На очередной медкомиссии

неожиданно выяснилось, что у меня

высокое давление, несовместимое

с профессией летчика. Мне предложили

продолжить учебу, но по специальности

штурмана наземного наведения, т. е.

работать на земле. Я отказался: или

небо, или ничего!

…После демобилизации в 1977 г. М. Ома-

ров оканчивает с красным дипломом

Ростовский инженерно-строительный

институт по специальности «Водоснаб-

жение и водоотведение».

Корр. – Как затем сложилась Ваша

жизнь?

М.О. – Я вернулся в Махачкалу уже

в качестве преподавателя Дагестан-

ского политехнического института, где

и проработал четыре года. Затем при-

ехал в Москву и поступил в аспирантуру

Московского инженерно-строитель-

ного института им. В. В. Куйбышева.

Окончил ее. И, возвратившись в Ма-

хачкалу в 1984 г., перешел на работу во

ВНИПИгеотерм системы Мингазпро-

ма старшим инженером (теперь –

ООО «НПЦ Подземгидроминерал»,

в 1999 г. переведен в Москву). В 1986 г.

в МИСИ я защитил кандидатскую дис-

сертацию, а в 1998 г. во ВНИИводгео –

докторскую.

…Тем временем служебная карьера

М. Омарова развивалась стремительно.

За 6 лет он преодолевает ключевые

ступени должностного роста (старший

инженер, главный инженер проекта,

главный инженер) и в 1993 г. назначается

директором ВНИПИгеотерма. Этому

в первую очередь во многом способ-

ствовали его высокий профессиона-

лизм, дар не только ставить задачи,

но и находить оптимальные пути для

их решения, талант организатора и уме-

ние общаться с людьми, проявляя о них

заботу, воздавая каждому за его вклад

в общее дело.

Корр. – Как можно сформулировать

суть проблем, которые призван решать

Подземгидроминерал?

М.О. – Научное и проектное обеспе-

чение развития гидроминерального и

геотермального производств, а также

создание предприятий по извлечению

ценных химических компонентов из по-

путных подземных вод газонефтяных

месторождений.

Корр. – Насколько мне известно, прежде

в Махачкале были другие задачи. Напри-

мер, использование горячих термальных

вод для отопления…

М.О. – Это направление сохранилось

в нашем Махачкалинском филиале как

дополнение к основной деятельности

по извлечению ценных компонентов

(йод, литий, магний, стронций, цезий

и т. д.). Кстати, наши комплексные от-

делы успешно функционируют в Твери,

Саратове и Ставрополе.

...М.А. Омаров – натура глубоко творче-

ская, ищущая (и находящая!) новые пути

реального применения достижений нау-

ки на практике. Он автор 76 опубликован-

ных научных работ, соавтор нескольких

книг по актуальным проблемам своей

профессии, а также автор изобретений

и патентов по очистке бытовых и произ-

водственных сточных вод. Он – академик

Международной академии минеральных

ресурсов и Международной академии

информатизации, член-корреспондент

Российской академии естественных

наук.

Повышая свой профессиональный

уровень, М. Омаров получил дополни-

тельную квалификацию «Мастер де-

лового администрирования», окончив

международный институт менеджмента

в Санкт-Петербурге. Ему присвоено

звание «Почетный работник газовой про-

мышленности», он обладатель многих

почетных грамот и дипломов.

Корр. – Приятно констатировать, что

трудовая биография у Вас, безуслов-

но, удалась: исполнились юношеские

(и не только) мечты. А как обстоят дела

в личной жизни? Чему посвящаете свой

досуг?

М.О. – И в личной жизни у меня все в

порядке. Любимая жена, дети, внуки.

Должен заметить (улыбается), что наша

семья – наглядный пример интерна-

ционализма: моя жена – русская, жена

брата – кумычка, дочка замужем за

лакцем, племянник недавно женился

на лезгинке. Все мы живем дружно,

практически никогда не ссоримся и

очень любим друг друга. А что касается

досуга... Времени на него остается

крайне мало. Но, когда выпадают сво-

бодные часы, посвящаю их историче-

ской литературе, хорошей музыке и,

конечно, своей семье.

Наша редакция сердечно поздравляет с 60-летием генерального директора ООО «НПЦ Под-земгидроминерал» М. А. Омарова и желает ему крепкого здоровья и успехов в работе. О юби-ляре – очерк нашего специального корреспондента Леонида Зорина.

Когда сбываются мечты…

103

Подписка на периодические издания «Газоил пресс» на 2012 год

Кроме периодических изданий ООО «Газоил пресс» выпускает книги, календари и иную по-лиграфическую продукцию, с ассортиментом которой можно ознакомиться на сайте: www.gasoilpress.ru Среди наших постоянных авторов – руководящие лица ОАО «Газпром», ведущие ученые, акаде-мики, доктора наук, лауреаты премий Правительства Российской Федерации и ОАО «Газпром», выдающиеся политические деятели России и талантливые сотрудники компаний нефтегазовой и смежных с ней отраслей промышленности. По вопросам приобретения книжной продукции, получения прайс-листа и/или аннотаций на вышедшие книги просим обращаться на e-mail: [email protected] или по телефону/факсу: +7 (495) 430-87-39

Для оформления редакционной подписки необходимо заполнить заявку,

типовая форма которой опубликована на обороте страницы.

На сайте www.gasoilpress.ru можно ознакомиться с информацией о ценах

и скидках на редакционную подписку и оформить заявку в электронном виде.

Заполненную надлежащим образом заявку просим направлять

на e-mail: [email protected] или по факсу: +7 (495) 430-87-39

Преимущества редакционной подписки через ООО «Газоил пресс»:

• минимальные цены на периодические издания;

• кратчайшие сроки исполнения заказов

и доставки периодических изданий по всему миру;

• предоставление скидок при заказах

от 20 комплектов одного наименования;

• возможность подписаться на электронные версии

периодических изданий;

• возможность приобрести любое количество

вышедших номеров периодических изданий;

• для нерезидентов России возможность оплаты

в долларах США или евро;

• полная документарная поддержка, оформление договоров

и контрактов, оплата по выставленным счетам.

Через почтовые отделения подписка доступна:

• каталог агентства «Роспечать» (красный) «Газеты. Журналы»,

индексы: 81450, 80265, 80207, 80263, 80211 и 80268;

• каталог агентства «Роспечать» «Издания органов НТИ», индексы: 58690 и 58691;

• каталог российской прессы «Почта России», индексы: 11843, 11844, 11845 и 11848;

• объединенный каталог «Пресса России Том 1» (зеленый), индексы: 29103, 29630,

11167 и 11168.

Также на периодические издания «Газоил пресс» можно подписаться через альтернативные агентства (информация доступна на сайте: www.gasoilpress.ru)

Наименование журнала (указать количество подписных комплектов)

Журнал «Газовая промышленность» со спецвыпуском

GAS industry of Russia (дайджест на английском языке)

Журнал «Фактор времени»

Альманах «Литературный факел»

Период подписки (ненужное вычеркнуть)

Годовая подписка на 2012 г.

Полугодовая подписка на первое полугодие 2012 г.

Итого (рассчитывается издательством), руб.

Стоимость заказа (включает почтовые затраты)

Полное наименование и банковские реквизиты организации для выставления счета (только для юридических лиц)*

Наименование организации:

ИНН

КПП

ОГРН

Наименование банка

Р/счет

К/счет

БИК

Юридический адрес (только для организаций при заключении Договора)*

Подробный адрес, включая почтовый индекс:

Полный почтовый адрес для доставки заказа*

Почтовый индекс

Населенный пункт (вид и наименование подробно)

город

Название улицы, проспекта… улица

Дом (номер)

Корпус или строение (номер)

Квартира, офис или иное (номер)

Контактное лицо, ответственное за заказ*

ФИО

Телефон для связи с указанием кода

E-mail

Контактное лицо – получатель журналов*

ФИО (если получатель не является ответственным за заказ):

Примечание № 1Журналы отправляются почтой либо способом, согласованным с заказчиком, после поступления оплаты на расчетный счет издательства (оплаты выставленного счета).

Примечание № 2Убедительная просьба внимательно и безошибочно заполнять все разделы, отмеченные знаком „*”. В этом случае Ваш заказ будет выполнен в кратчайшие сроки и доставлен по указанному адресу.

Примечание № 3Оформленную заявку просим направлять в ООО «Газоил пресс» по факсу: +7 (495) 430-87-39 или по e-mail: [email protected]

ЗАЯВКА (типовая форма) на приобретение ЖУРНАЛОВ №_______________

от ____ __________ 2011 г.

ПодписьОтветственное лицо: должность, ФИОМП

ISS

N 0

016

-5

58

1 Г

АЗ

ОВ

АЯ

про

мы

шл

енно

сть

10

2

01

1

1–

10

4

ISSN 0016-5581

промышленность ГАЗОВАЯ › _ld › 8 › 813_-10-2011.pdf · Отдел...

Documents

Transcript of промышленность ГАЗОВАЯ › _ld › 8 › 813_-10-2011.pdf · Отдел...