Газовая промышленность № 7 2017

Природный газ всегда являлся и является товаром и предметом коммерческих сделок между газодобывающими, газотранспортными, региональными компаниями и конечными потребителями. Основная проблема коммерческих отношений при поставках газа – это небаланс, возникающий при физическом учете объема газа, транспортируемого от поставщика к потребителю. При возрастающей потребности в газе необходимы высокая точность и достоверность измерения поставляемых объемов природного газа и получаемых потребителями.

Во многих регионах РФ узлы учета газа (УУГ) промышленных потребителей, объектов ЖКХ и жилого фонда «разбросаны» по огромным территориям, что затрудняет сбор данных о параметрах газопотребления. Увеличивается количество поставщиков газа, развивается биржевая торговля, появляются требования ежесуточного коммерческого учета газа, изменяется законодательство. Потребитель не успевает отслеживать новые механизмы торговли газом. Изменения на газовом рынке свидетельствуют об уже возникшей потребности в получении качественных услуг, создании единого информационного пространства, удобного для пользования как поставщикам газа, так и потребителям. На рис. 1 представлена структура единой многоуровневой системы газоснабжения и учета газа.

Конкуренция среди поставщиков газа заставляет создавать условия торговли с учетом требований каждого покупателя. Механизмы должны быть гибкими, масштабируемыми, понятными и удобными.

На сегодняшний день в АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» (далее – РГК) эксплуатируется комплекс различных информационных систем, используемых РГК для коммерческого учета газа. К ним относятся:

1) АСКУГ – работающая в автоматизированном режиме система сбора данных о газопотреблении с 285 УУГ крупных промышленных и коммунальных потребителей;

2) ЕИТП («ИУС-ГАЗ») – единая информационно-технологическая диспетчерская система;

3) АИС «Регионгаз» и АИС «РНГ» – учетные системы для ежемесячного сведения и закрытия баланса газопотребления по населению и промышленным потребителям.

На сегодняшний день не охваченными системой удаленной передачи данных (телеметрией) в Нижегородской области остаются следующие объекты:

• 12 тыс. промышленных и коммунально-бытовых УУГ;

• 1,3 млн бытовых УУГ.

Система удаленной передачи данных (система телеметрии) не получила развития по Нижегородской области, в том числе по причине отсутствия удобного для потребителя интерфейса получения информации. В то же время создание только для поставщика газа автоматизированных систем сбора данных по своим объектам было малоинтересно потребителю.

Отсутствие современных автоматизированных систем удаленной передачи данных приводит к недостаточному контролю за узлами учета газа и становится одной из причин разбаланса газа.

Влияние на разбаланс оказывают также следующие проблемы при реализации газа населению:

• несвоевременная передача показаний абонентами;

• нежелание абонентов пускать в свои дома контролеров для сверки показаний приборов учета газа.

Не менее актуальной проблемой является безопасность поставок газа. Региональные газовые компании и газораспределительные организации (ГРО) практически не занимаются вопросами автоматизации систем безопасности при поставках газа и развитием систем удаленного контроля. Понятие «умный дом» устойчиво вошло в наш лексикон, но в системах газоснабжения развития данных технологий практически нет. За 2016 г. при взрывах бытового газа в многоквартирных домах пострадало более 1000 человек, в том числе детей, десятки людей остались без жилья, десятки человек, среди которых также есть дети, погибли. Решение данной проблемы возможно при внедрении в сложный и разветвленный комплекс транспортировки и распределения газа – от месторождения и до конечного потребителя – единой многоуровневой системы учета и контроля безопасности.

Понимая актуальность перечисленных вопросов, АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» приняло решение создать на базе региональной газовой компании единое информационное пространство (ЕИП) «Поставщик – Потребитель». Основа создаваемых механизмов – объединение всех автоматизированных систем учета и контроля безопасности газопотребления по Нижегородской области и аналитика разбаланса. Главное отличие и важнейшее преимущество концепции ЕИП «Поставщик – Потребитель» заключается в решении наиболее социально значимой задачи – обеспечении безопасной эксплуатации внутридомового газового оборудования, как в многоквартирных (ВКГО), так и в частных жилых домах (ВДГО).

В рамках данной концепции в мае 2016 г. в Арзамасском районе Нижегородской области был запущен пилотный проект. На пяти крупных промышленных потребителях были установлены современные коммуникационные модули БПЭК-02/МТ (с МР-270), передающие данные по GPRS-каналу, на двух котельных – БПЭК-05/T, передающие данные по GSM/CSD-каналу. Для подключения населения к автоматизированной системе передачи данных действующие счетчики газа серии ВК-G были оснащены 8 радиомодулями и 18 модулями ТМР-01, установлено два счетчика Themis с встроенными электронными термокорректорами. С промышленных потребителей и котельных организована ежечасная передача данных, от населения – ежесуточная. Один частный дом был оснащен прототипом разрабатываемой системы безопасности при использовании ВДГО на базе контроллера с сигнализаторами: задымления, угарного газа СО/СО2 и утечки газа СН4.

На пилотном проекте были отработаны следующие механизмы:

• оперативного сбора, обработки и учета показаний абонентов с выставлением электронных квитанций за газ и отправкой их по e-mail;

• единой комплексной системы оповещения абонента о срабатывании датчиков безопасности;

• оперативного мониторинга и контроля потребителем и абонентом состояния УУГ и датчиков безопасности через мобильное web-приложение, а также через web-интерфейс личного кабинета абонента;

• использования оперативных часовых и суточных данных для работы в Аналитическом модуле по контролю разбаланса газа.

После успешных испытаний прототипа системы безопасности были приняты к дальнейшему распространению следующие технические решения и механизмы.

Систему безопасности поставок газа во ВДГО и ВКГО предлагается представить в составе (рис. 2):

• коммуникационный модуль ТМР-02 (для счетчиков газа серии ВК-G);

• до четырех беспроводных радиосигнализаторов безопасности: утечки газа, угарного газа и задымления.

Модуль телеметрии ТМР-02 представляет собой устройство, работающее автономно не менее 10 лет от встроенного комплекта литиевых батарей. Система ежесуточно формирует и передает по каналу связи GPRS на сервер сбора данных РГК информацию о газопотреблении в часовом и суточном архивах. В случае срабатывания сигнализаторов безопасности модуль мгновенно формирует и передает экстренные SMS-сообщения на телефон абонента с указанием типа тревоги и состоянием конкретного датчика. Время оповещения абонента составляет 3–5 с. Проходят испытания механизмы, когда информация о срабатывании сигнализаторов будет поступать не только абоненту на мобильный телефон, но и напрямую в региональную газовую компанию и аварийную газовую службу ГРО, а далее в МЧС (рис. 3). В настоящее время разработка проходит опытную эксплуатацию.

В качестве платформы для создания ЕИП «Поставщик – Потребитель» и автоматизированного сбора данных с УУГ, с помощью которой объединяются информационные потоки существующих в РГК систем, был выбран разработанный российской компанией программно-технический комплекс (ПТК) «Газсеть» (рис. 4).

Данная платформа позволяет объединить в информационном пространстве автоматизированные системы учета газа по всем категориям потребителей и внедрить систему безопасности для населения при использовании внутридомового газового оборудования (рис. 5).

ПТК «Газсеть» является основным сервером сбора данных с УУГ всех категорий потребителей и связывает функционал существующих информационных учетных систем, систем диспетчеризации и систем биллинга. ЕИП «Поставщик – Потребитель» не только собирает информацию о газопотреблении с конечных потребителей, но и предоставляет им удобные инструменты в виде web-интерфейсов и мобильных приложений по контролю за режимом газопотребления, состоянием УУГ и оплатой.

При этом, несмотря на создание на базе ПТК «Газсеть» системы сбора и обработки данных и предоставление потребителям газа доступа к данным, существующие в РГК автоматизированные система телеметрии и диспетчерская система не затрагиваются, но лишь дополняются новым источником данных, качественно расширяющим функционал всех используемых систем: АСКУГ,
ИУС-ГАЗ, ЕИТП, АИС «Регионгаз» и АИС «РНГ».

В аналитическом модуле ЕИП «Поставщик – Потребитель» на базе получаемых данных о ежесуточном и ежечасном газопотреблении формируется оперативный баланс газа по категориям потребителей и абонентов. При повышении количества установленных УУГ с системой телеметрии будут повышаться точность и достоверность аналитических результатов. Данный модуль сейчас находится в разработке.

Эксплуатация ЕИП «Поставщик – Потребитель» позволит получить выгоду всем участникам газового рынка:

1) населению – благодаря:

• организации единой удобной системы безопасности при эксплуатации ВДГО и ВКГО, оповещению пользователей о сбоях в работе газового оборудования (утечка газа, угарный газ, пожар, затопление);

• возможности удаленного контроля состояния УУГ, автоматизированного способа передачи показаний и оплаты квитанций за газ через web-интерфейс и через приложение на мобильных устройствах;

2) промышленным и коммунально-бытовым потребителям – благодаря:

• автоматизированной почасовой и посуточной передаче информации с УУГ в оперативно-диспетчерскую службу и отделению режимов газоснабжения РГК;

• отсутствию необходимости в регулярной передаче данных о газопотреблении по телефону и на бумажном носителе лично при посещении РГК в жестко установленные сроки;

• возможности обеспечения контроля безопасности эксплуатации газового оборудования;

3) региональной газовой компании – благодаря:

• сокращению количества несчастных случаев, связанных со взрывами и отравлениями бытовым газом;

• обеспечению контроля за состоянием ВДГО и ВКГО населения, оперативному уведомлению РГК и ГРО об утечке газа и пожаре;

• возможности использования полученных данных о газопотреблении в биллинговых системах и в аналитике по разбалансу газа;

• возможности получения ежесуточно достоверной информации об объемах газопотребления всех категорий промышленных потребителей и населения для дальнейшего оперативного анализа учетных суток и баланса газа.

Преимущества ЕИП «Поставщик – Потребитель» позволяют РГК идти в ногу со временем и соответствовать растущим требованиям и ценностям современного общества.

АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород»

603005, РФ, г. Нижний Новгород,

Верхне-Волжская наб., д. 5

Тел.: +7 (831) 416-07-30

Факс: +7 (831) 416-07-90

E-mail: secretar@mrgnn.ru

www.mrgnn.ru

Как отметил в своем выступлении Алексей Борисович, налоговые платежи и прочие отчисления в госбюджет Группы «Газпром» составили в 2016 г. 1,966 трлн руб., что на 20 млрд руб. больше, чем в 2015 г. Совокупные расходы на НИОКР и реализацию мероприятий технологической направленности в 2016 г. составили 11,1 млрд руб. В ходе реализации Программы инновационного развития в 2016 г. на объектах Группы было внедрено более 440 результатов НИОКР с ожидаемым эффектом более чем 279 млрд руб.

«Инновации, помноженные на масштаб деятельности нашей компании, придают ускорение развитию нефтегазовой отрасли, российской энергетики, всей экономики России, – подчеркнул Алексей Миллер. – «Газпром» стимулирует деятельность российской науки, обеспечивает заказами высокотехнологичные российские предприятия».

К концу 2016 г. разведанные запасы «Газпрома» на территории России составили: 36,4 трлн м³ природного газа, 1,5 млрд т газового конденсата и более 2 млрд т нефти. На Южно-Киринском месторождении прирост запасов газа составил 188 млрд м³, на Ковыктинском месторождении – 138,2 млрд м³, на Чаяндинском – 86,6 млрд м³. Запасы Тамбейской группы месторождений Ямала оцениваются в объемах 6,7 трлн м³ газа, 600 млн т
конденсата и 38,4 млн т нефти.

В 2016 г. объем добычи компанией природного газа составил 419,1 млрд м³, в том числе попутного нефтяного газа – 9,4 млрд м³. С учетом фактической добычи первых 6 месяцев 2017 г. прогнозируется выход в декабре на уровень свыше 450 млрд м³, что больше годовых показателей трех предшествующих лет. Пиковая производительность одного только Бованенковскго месторождения возросла в 2017 г. до 264 млн м³/сут. К 2022 г.
планируется вывести Бованенково на годовой уровень добычи 115 млрд м³, что сделает его мощность сравнимой с суммарными поставками газа на европейский рынок из Великобритании, Катара и Нидерландов в 2016 г.

На внутреннем рынке 58 % поставок природного газа приходится на тепло- и электрогенерирующие предприятия, население и коммунально-бытовой сектор.
В 2016 г. в газификацию регионов было инвестировано 25 млрд руб., проведены газопроводы к 254 населенным пунктам, газифицировано более 25 тыс. домовладений и 175 газовых котельных. К концу 2016 г. уровень газификации по России достиг 67,2 %, в том числе в городах – 70,9 %, в сельской местности – 57,1 %. В рамках Программы внедрения природного газа в качестве моторного топлива в 2016 г. объем реализации компримированного газа на заправочных станциях Группы «Газпром» увеличился на 10 %, составив 480 млн м³.

2016 г. стал важным этапом в развитии отечественной газотранспортной системы. На территории России были введены в эксплуатацию 770,6 км магистральных газопроводов, в их числе МГ «Бованенково – Ухта – 2» с рабочим давлением 120 атм. В мире есть только два сухопутных газопровода, которые могут транспортировать газ под таким большим давлением, – это «Бованенково – Ухта» и «Бованенково – Ухта – 2». В 2016 г. также были введены в строй компрессорная станция и дополнительные мощности в объеме 488 МВт, до рекордного уровня увеличена потенциальная максимальная суточная производительность ПХГ на российской территории. На начало сезона отбора 2016–2017 гг. она составила 801,3 млн м³ газа, что на 11,4 млн м³ больше аналогичного показателя предыдущего года. Объем оперативного резерва газа в ПХГ России также увеличен на 80 млн м³.

Повышение спроса на российский газ в Европе наглядно продемонстрировали показатели работы экспортного газопровода «Северный поток», пиковая загрузка которого в прошедший осенне-зимний период достигала 111 % проектной мощности. В это же время был установлен исторический рекорд суточной поставки газа в дальнее зарубежье – 636,4 млн м³. В 2016 г. экспорт в страны дальнего зарубежья увеличился до рекордного уровня 179,3 млрд м³. Доля российского газа в объемах газопотребления этих стран достигла исторического максимума – 33,1 %. Рост спроса на российский газ продолжился и в 2017 г. За 6 месяцев объемы экспорта увеличились по сравнению с аналогичным периодом 2016 г. на 12,4 %, или на 10,5 млрд м³. Таким образом, всего за 1,5 года объем поставок «Газпрома» на европейский рынок увеличился на 30,4 млрд м³ газа.

«Европе нужен импортный газ, поскольку спрос там растет, а добыча падает, – сообщил акционерам Председатель Правления ПАО «Газпром». – Прогнозы, что СПГ потеснит газ, поступающий в Европу по трубе, не оправдались. В условиях реального рынка СПГ проигрывает. Снижение его поставок на европейский рынок в 2016 г. составило почти 2 %, или более 1 млрд м³. Поэтому европейский бизнес готов участвовать в импорте магистрального газа из России в партнерстве с «Газпромом».

В 2017 г. «Газпром» подписал с компаниями Engie, OMV, Shell, Uniper и Wintershall соглашения о финансировании проекта «Северный поток – 2». Иностранные партнеры предоставляют финансирование в объеме 50 % от его общей стоимости. Вклад каждой компании составит до 950 млн евро.

Новые технологии, применяемые на магистралях Северного коридора, способны снизить расход газа на собственные нужды от 3 до 6 раз в зависимости от рабочего давления трубопроводов. Расчетные затраты на доставку газа по Северному коридору через «Северный поток – 2» до двух раз ниже, чем по Центральному коридору через Украину.

В то же время продолжается развитие экспортных проектов на южном европейском направлении. Ведется строительство газопровода «Турецкий поток», первая нитка которого предназначена для турецкого рынка, а вторая – для газоснабжения других европейских стран. Мощность каждой нитки составит 15,75 млрд м³ газа в год.

Надежность экспортных поставок «Газпром» обеспечивает, участвуя в организации подземного хранения газа в Европе.
В минувший зимний сезон запасы газа в европейских ПХГ упали до рекордно низких уровней, что заставляет уделять этому вопросу еще большее внимание. «Газпром» использует ПХГ в Австрии, Германии, Сербии, Нидерландах, Чехии, Великобритании. Собственные мощности «Газпрома» по хранению газа в европейских странах дальнего зарубежья в 2016 г. составили около 5 млрд м³, суточная производительность – 83,4 млн м³.

Работа по диверсификации экспортных маршрутов включает активизацию деятельности «Газпрома» также и на рынке сжиженного природного газа. В 2016 г. компания увеличила объем реализации СПГ почти до 5 млрд м³. СПГ из торгового портфеля Группы «Газпром» поставлялся в Японию, Индию, Тайвань, Мексику, ОАЭ, Южную Корею и другие страны. Совместный проект компаний «Газпром» и Shell – «Балтийский СПГ» – предусматривает строительство завода по сжижению газа в районе порта Усть-Луга мощностью 10 млн т/год. Также совместно с компанией Shell «Газпром» разрабатывает проект строительства третьей технологической очереди завода «Сахалин-2» мощностью до 5,4 млн т СПГ в год. С ее помощью планируется расширить доступ на рынки АТР, в том числе Японии и Кореи, увеличить объем поставок в Индию, а также в другие страны и регионы.

Крупнейший инвестиционный проект в мировой газовой отрасли – магистральный газопровод «Сила Сибири» – призван ускорить социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Восточной Сибири, выйти на перспективный газовый рынок Китая. К настоящему моменту построено более 800 км магистрали, сварено в нитку более 1050 км трубы. До конца 2017 г. «Газпром» рассчитывает выйти на согласование условий поставок газа в Китай еще по одному маршруту – с Дальнего Востока России. Помимо этого подписаны контракты по проведению специалистами «Газпрома» предпроектных исследований для создания подземных хранилищ газа в Китае и Меморандум по сотрудничеству в области электроэнергетики. Совместно с китайскими партнерами «Газпром» планирует заниматься расширением использования сжиженного природного газа в качестве моторного топлива, в том числе в целях газификации международного транспортного коридора «Европа – Западный Китай». Этот коридор – часть «Шелкового пути», его протяженность только по территории России составит около 2,3 тыс. км.

Новые стратегические инициативы, способствующие расширению применения природного газа, «Газпром» реализует параллельно планомерной работе по снижению негативного воздействия на окружающую среду. Так, благодаря реализации ряда корпоративных программ с 2012 по 2016 г. углеродный след «Газпрома» сократился более чем на 20 %.

«Природный газ становится фактором расширения международного сотрудничества, – отметил в завершение своего выступления Алексей Миллер. – И «Газпром» вносит в это свой весомый вклад».

В соответствии с Федеральным законом от 21 июля 2014 г. № 219-ФЗ, Распоряжением Правительства РФ от 24 декабря 2014 г. № 2674-р и Приказом Россстандарта от 15 декабря 2015 г. № 1579 с 1 января 2020 г. не допускается ввод в эксплуатацию объектов капитального строительства, если на них применяются технологические процессы с показателями загрязнения, превышающими показатели наилучших доступных технологий. Это делает невозможным применение на вновь вводимых в разработку месторождениях (и многих других предприятиях) традиционных факельных установок.

Предложенный специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» высокотемпературный окислительный метод с использованием установок закрытого горения на сегодняшний день является наиболее эффективным и универсальным из термических. Его внедрение позволяет обеспечить практически полное разрушение находящихся в отходах органических вредных веществ, что достигается применением высоких (более 1000 °С) температур. Кроме экологических данный способ имеет и экономические преимущества: уменьшается расход газа, поскольку сжигание происходит в закрытом пространстве, где можно создать условия для наилучшего использования энергии сгорания топлива. Применявшиеся ранее в России установки закрытого горения предназначались главным образом для деструкции твердых отходов либо представляли собой набор небольших печей термической деструкции (инсинераторов). Низкая производительность существенно ухудшала экономические показатели, в первую очередь в части капитального строительства.

Конструкторы ООО «ТюменНИИ-гипрогаз» пошли другим путем, решив создать комплекс блоков термической утилизации высокой производительности. Аналоги такого типа отсутствовали, поэтому пришлось разрабатывать новую технологию. К выполнению задания приступили весной 2016 г. В соответствии с реализуемой ПАО «Газпром» политикой импортозамещения комплекс разработан с применением исключительно российских комплектующих. Все технологические линии оборудования изготовлены на экспериментальном заводе, в том числе ряд принципиально новых устройств. К примеру, ранее в России не выпускались двухтопливные горелки мощностью 5 МВт. Они были разработаны по заданию конструкторов ООО «ТюменНИИгипрогаз» специально для применения в данном проекте.

В результате был создан комплекс, позволяющий в режиме пиковых нагрузок утилизировать 1000 м³ жидких стоков в сутки. Этого достаточно для Чаяндинского месторождения даже в режиме активного строительства и капитального ремонта скважин, когда формируется большой объем отходов бурения. Новая установка может представлять интерес и для месторождений, которые уже введены в эксплуатацию и формально не подпадают под требования федерального законодательства. Капитальные затраты, связанные с изготовлением и монтажом комплекса, во многих случаях окупятся в течение нескольких лет за счет снижения эксплуатационных расходов, в частности сокращения объема сжигаемого газа. Подобные расчеты выполнялись для Чаяндинского месторождения, и в результате именно экономическая эффективность стала главным аргументом в пользу разработки ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Данная комбинация является привлекательным решением для сложных условий в рамках шельфового применения, и в частности подходит для использования на плавучих судах нефтедобычи, хранения и выгрузки (FPSO). Такие суда продолжают набирать популярность по мере расширения добычи нефти и газа в глубоководных регионах и усложнения условий морской добычи труднодоступных ресурсов. Большие по сравнению с аналогами производительность и удельная мощность турбины SGT-A35 RB обеспечивают ряд экономичных решений для FPSO и прочих нужд нефтегазовой отрасли в сложных географических условиях. Газовая турбина SGT-A35 RB, ранее известная как Industrial RB211-GT30, разработана на основе хорошо зарекомендовавшего себя семейства газовых турбин Industrial RB211 и Industrial Trent 60, созданных на базе технологий авиационного двигателя «Роллс-Ройс». Эти проверенные установки, история применения которых превышает 40 лет, установлены более чем на 800 объектах по всему миру и насчитывают свыше 37 млн ч эксплуатации.

Модель SGT-A35 RB представляет собой легковесную свободную турбину на базе турбины Trent «Роллс-Ройс» для авиационно-космической и судоходной отраслей, а также турбины Industrial Trent 60 компании Siemens. Все вращающиеся компоненты зарекомендовали себя в ходе нескольких миллионов часов полетной эксплуатации, а также в промышленной и судоходной эксплуатации.

В целях обеспечения соответствия ряду требований газовая турбина SGT-A35 RB изготавливается в двух конфигурациях: мощностью 34 и 38 МВт. Оба варианта подходят для эксплуатации с механическим приводом и генерации частотой 60 и 50 Гц. При таких характеристиках газовая турбина может напрямую приводить в движение двухполюсный генератор переменного тока – редуктор не требуется. Термический КПД газовой турбины превышает требования ISO на 40 %. Турбина подходит для использования в жарких климатических условиях: при температуре 30 °C установка сохраняет более 90 % выходной мощности, установленной ISO.,

Решения «Дрессер-Рэнд» отличаются целевыми конструктивными возможностями и доступностью вариантов конфигурации, зарекомендовавших себя в нефтегазовом секторе. Модульная конструкция упрощает техническую поддержку и минимизирует периоды простоев, что обусловливает максимальный уровень операционной гибкости и сокращение затрат клиента на эксплуатацию. Конструкция смоделирована для полной быстрой замены газовой и силовой турбин при необходимости. На протяжении многих лет деятельности «Дрессер-Рэнд» было поставлено более 1000 газотурбинных решений на базе авиационного двигателя для нефтегазовой отрасли.

«Максимальная для данного класса турбин удельная мощность позволит операторам шельфовых проектов справиться с серьезным вызовом, – считает руководитель отдела «Новые решения для оборудования» «Дрессер-Рэнд» Джудт Маркс. – Газовые турбины, которые станут основным источником энергии на шельфовых установках, предоставят разработчикам проектов возможность сократить объем капитальных инвестиций и в то же время увеличить производственные мощности для обеспечения необходимого уровня окупаемости».

В пленарных заседаниях Дня нефти приняли участие заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов, директор Департамента Минпромторга России Михаил Иванов, председатель Комитета Государственной Думы по энергетике Павел Завальный и другие руководители отрасли. В этот день главный экономист и вице-президент по внешним связям компании British Petroleum Владимир Дребенцов представил ежегодный «Статистический обзор мировой энергетики». В своем докладе он отметил, в частности, что свои вложения в возобновляемые источники энергии British Petroleum на сегодняшний день считает убыточными, однако не меняет решения продолжать работу в данном направлении.

28 июня в День газа состоялись пленарные заседания «Стратегия добычи газа в России» и «Диверсификация рынков сбыта российского газа», в которых приняли участие генеральный секретарь Международного газового союза (IGU) Луис Бертран Рафекас, директор Центра изучения мировых энергетических рынков Института энергетических исследований РАН Вячеслав Кулагин, технический директор компании Nord Stream-2 Сергей Сердюков, глава Ассоциации производителей труб Иван Шабалов и другие эксперты.

В своем выступлении Луис Бертран Рафекас отметил повышение роли природного газа в мировом энергетическом балансе, для примера приведя перевод на газ в качестве моторного топлива грузовиков в Канаде и паромов в Панаме. «Мы уверены, что газ поможет осуществить оптимальный переход к низкоуглеродной энергетике», – подчеркнул генеральный секретарь IGU. В свою очередь, Вячеслав Кулагин в ходе пленарного заседания поставил под вопрос тезис энергетического обзора British Petroleum о том, что «Газпром» на сегодняшний день добывает больше, чем может реализовать. По его мнению, при существующих ценах на природный газ (заниженных для стран СНГ) и повышении мирового спроса на этот энергоноситель в мире ресурсов России вскоре может не хватить.

В этот же день в рамках Конгресса состоялся форум «Освоение углеводородных ресурсов российского шельфа», в ходе которого были заслушаны доклады представителей дочерних компаний «Газпрома», занимающихся разработкой морских месторождений. Днем ранее интерес участников Конгресса вызвало мнение, что российские компании сегодня не готовы к разработке шельфовых месторождений, которое высказал президент Союза нефтегазопромышленников России Геннадий Шмаль. Участники Форума не раз возвращались к этой полемичной теме, в своих докладах приводя обоснованные контраргументы.

Еще одним важным событием Конгресса стал Российско-Иранский форум (RIOG-2017), в рамках которого представители административных, промышленных и образовательных структур Ирана обсуждали с российскими коллегами перспективы сотрудничества в области добычи, транспортировки и переработки углеводородов.

Компания «РивалКом» занимается поставкой средств измерения уровня жидкости с 2006 г. В 2013 г. наше руководство приняло решение об открытии собственного производства указателей, датчиков и сигнализаторов уровня жидкости. До начала Программы импортозамещения очень тяжело было продвигать продукцию отечественного производства: покупатели зачастую предпочитали переплатить за импорт. По этой причине нам необходимо было предоставить нашим покупателям качество, не уступающее мировым брендам в области поплавкового измерения уровня. Эта стратегия дала свой результат, который выразился в том, что большинство наших клиентов переходят в разряд постоянных и вновь выбирают продукцию ООО «РивалКом». Сейчас наша продукция поставляется по всей России – от Карелии до Сахалина.

Поплавковый принцип измерения уровня является надежным, экономичным, а также достаточно простым в эксплуатации. Однако главным его преимуществом является то, что его можно отнести к так называемому прямому принципу измерения: при использовании поплавкового указателя уровня отсутствуют различные преобразования сигнала или его математическая обработка, а независимость от наличия электропитания позволяет применять данные приборы, в том числе, в системе противоаварийной защиты (ПАЗ).

Впрочем, помимо местной индикации, обеспечиваемой указателем уровня, зачастую требуется обеспечить управление уровнем через систему АСУ ТП. Для этой цели указатели уровня LGB могут быть оснащены уровнемерами или сигнализаторами. Кроме того, встречаются ситуации, когда магнитные указатели уровня комбинируются с иными принципами измерения, например микроимпульсными или ультразвуковыми уровнемерами.

Мы постоянно совершенствуем конструкцию наших указателей уровня для решения специфических задач, которые перед нами ставят заказчики. До недавнего времени в нашей продуктовой линейке отсутствовали поплавки для измерения вязких, грязных или налипающих продуктов.

Сейчас мы разработали новый типоразмер поплавков диаметром 45 мм, что позволяет применять указатели уровня с меньшим диаметром камеры (это обеспечивает 20%-ю экономию на металле), при этом внутреннее пространство камеры указателя уровня остается свободным, что позволяет продлить межсервисный интервал для сложных технологических задач. Кроме того, данные поплавки успешно показывают себя в условиях изменяющейся плотности измеряемого продукта. Они применяются совместно с другой нашей разработкой – системой корректировки показаний указателя уровня в зависимости от плотности продукта.

К нашим новым разработкам можно отнести систему компенсации веса поплавка для криогенных сред, разработанную для нужд проекта строительства Амурского ГПЗ, в котором наша компания участвует в качестве поставщика магнитных поплавковых указателей уровня. Данная система позволяет использовать поплавковые указатели уровня для измерения сред с крайне низкой плотностью при высоком давлении, что зачастую встречается при измерении уровня газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов.

Поплавковые указатели уровня LGB находят свое применение в установках комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станциях, установках адсорбции и осушки, дренажных емкостях и емкостях аварийного слива, заглубленных в грунт, газовых и нефтегазовых сепараторах, резервуарных парках, установках утилизации попутного нефтяного газа и т. д.

Наша компания стремится расширить сферу применения выпускаемых приборов за счет широкого освещения успешного опыта эксплуатации, проведения опытно-промышленных испытаний, участия в выставках и конференциях. Эту работу мы считаем крайне важной, поскольку в последнее время на рынке появляется все больше некачественной продукции, не только оставляющей у потребителей негативные впечатления от эксплуатации именно этой продукции, но и накладывающей отпечаток на сам поплавковый принцип измерения уровня жидкости. Одной из своих главных задач мы считаем увеличение компетенции специалистов, эксплуатирующих контрольно-измерительные приборы, и более активное привлечение к выбору поставщиков оборудования.
С этой целью в ближайшее время мы планируем провести серию семинаров-презентаций с демонстрацией работы оборудования для специалистов различных предприятий.

ООО «РивалКом»

423832, РФ, Республика

Татарстан, г. Набережные Челны,

ул. Ивана Утробина, д. 1/1

Тел.: 8 (800) 234-2-170

E-mail: mail@rivalcom.ru

www.rivalcom.ru

Своей принадлежностью к малому бизнесу владельцы компании гордятся, пожалуй, не меньше, чем трудовыми достижениями. Численность сотрудников ГК «Некст-Трейд» – всего 80 человек, силами которых ведутся опытно-конструкторские разработки и в рамках стратегии диверсификации осваиваются литейное, обрабатывающее и термическое направления деятельности. В ближайшем будущем, как планируют топ-менеджеры компании, производство «Некст-Трейд» будет готово выполнять самый широкий спектр технологий и спецпроцессов для топливно-энергетического комплекса России.

«Концентрация трудовых усилий и компетенций на одного человека в нашей компании просто уникальная, – говорит директор по производству ООО «Некст Трейд» Сергей Давыдов. – Большая часть сотрудников – выходцы из машиностроительных гигантов нашей области: ОАО «Тяжмехпресс» и КБХА. Производственные традиции «старой школы», помноженные на креатив и мобильность, присущие малым предприятиям, и дают синергетический эффект, который держит нас на рынке без малого 20 лет. Так что ссылки на кризис никогда не были для нас гиперактивными. Скорее, наоборот: кризис – это новые возможности, таков наш постулат».

Первая волна санкций активизировала импортозамещающие конструкторские изыскания компании в технологиях производства антипомпажных и регулирующих клапанов, применяющихся для предотвращения разрушающих явлений в турбинах. Итогом почти 8-летнего технологического поиска стало запатентованное собственное ноу-хау работы клапана, адаптированное к российским климатическим условиям. К счастью или к сожалению, но сегодня в отраслевой повестке – новые санкции, новые вызовы, а значит, дополнительные стимулы работать эффективнее, быстрее, экономичнее.

Сейчас ГК «Некст Трейд» активно наращивает производственный потенциал – по итогам 2016 г. объем инвестиций в основные средства составил около 80 млн руб., в 5 раз увеличились производственные площади. Кроме того, компания заняла проактивную позицию на рынке и не так давно инициировала обсуждение идеи межрегионального промышленного аутсорсинга.

«Мы – за сохранение видового разнообразия на рынке, – подчеркивает Сергей Давыдов. – Малый бизнес придает отрасли драйв и динамику, мы более клиентоориентированы и легче перестраиваем бизнес-процессы под заказчика. Это те наши преимущества, которые формируют конкурентное поле в нефтегазовом секторе. Но, понимая, как сложно тягаться с гигантами отрасли в плане финансовых возможностей, мы предлагаем альтернативу слияниям и поглощениям – кооперацию и аутсорсинг среди небольших производителей. Наш опыт говорит о перспективности сотрудничества в таком формате – мы выполняем аутсорсинговые работы более чем для 20 предприятий Воронежской области. Думаю, пришло время масштабировать эту идею до межрегионального взаимодействия. Это поможет малому производственному бизнесу сократить издержки, найти новые рынки сбыта и в конечном счете сохранить статус-кво на рынке».

ООО «Некст Трейд»

394038, РФ, г. Воронеж,

ул. Дорожная, д. 17, лит. З

Тел.: +7 (473) 260-50-05 (многоканальный)

E-mail: mail@nt-group.ru

www.nt-group.ru

В 2017 г. завод «Волжанин» празднует 10-летний юбилей. За это время был пройден огромный путь от идеи создания высококлассного отечественного продукта к реальным результатам, сварочные аппараты VOLZHANIN завоевали авторитет и высокие оценки профессионалов отрасли благодаря универсальности, надежности и простоте использования.

На сегодняшний день завод производит продукцию под двумя брендами – VOLZHANIN и MONSTER. Более доступный ценовой сегмент представляет MONSTER. Он зарекомендовал себя на рынке, где оснащение не требует специальных технических требований. Данная модель является гидравлической и применяется для монтажа и ремонта водопроводов, систем канализации и водоотведения. Для многих крупных предприятий, много лет работавших со сварочным оборудованием европейских производителей, было открытием, что отечественный рынок имеет достойный аналог, по ряду характеристик даже превосходящий конкурентов. Высокотехнологичные аппараты VOLZHANIN CNC имеют программное управление и различные автоматизированные режимы сварки. Они широко применяются при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции опасных производственных объектов газопроводов, водопроводов. Это оборудование эффективно используется в любых климатических условиях на объектах любой сложности. Подтверждением тому служит тот факт, что оборудование VOLZHANIN использовалось при постройке космодрома «Восточный», Керченского моста, на объектах ПАО «СИБУР Холдинг» и ПАО «Казаньоргсинтез».

Конструкторское бюро «Волжанина» проводит колоссальную работу по созданию уникальных инженерных решений для усовершенствования качества производимого оборудования. К примеру, для обеспечения функционирования в трех положениях наклона к горизонту без дополнительной переналадки разработана и запатентована конструкция «Трехпозиционный центратор». Также создан нагревательный элемент на основе резистивного плоского тела, уникальная особенность которого состоит в том, что однородность теплового поля на теле диаметром до 315 мм составляет ±2 ºC, а на больших диаметрах (до 1200 мм) – не более ±4 ºC.

Благодаря многолетнему опыту и постоянному поиску эффективных решений практических задач завод завоевал авторитет среди профессионалов отрасли. Входя в состав Ассоциации сварщиков полимерных материалов России, представители «Волжанина» востребованы как эксперты на научно-практических семинарах, конференциях и выставках. «Волжанин» выступает активным участником в работе НАКС, в том числе при разработке национальных стандартов качества сварки. Систематическое подтверждение уровня качества и надежности оборудования, новаторство в научных изысканиях подтверждают многочисленные национальные и международные сертификаты. Уникальные разработки завода находятся под защитой Федеральной службы по интеллектуальной собственности («Роспатент»), аттестованы НАКС и ГАЗПРОМСЕРТ.

Большими преимуществами завода «Волжанин» являются высокий уровень сервисного обслуживания, оперативная система доставки оборудования, гарантийный и постгарантийный ремонт. Сегодня география дилерской сети «Волжанин» охватывает всю территорию Российской Федерации и некоторые страны СНГ, насчитывая более 80 компаний.

10 лет динамичного развития позволили заводу «Волжанин» стать крупнейшим производителем оборудования для сварки полиэтиленовых труб в России. Впереди еще много планов и работы по завоеванию международных рынков.

Перспективная Арктика

Разработка шельфовых месторождений остается одним из наиболее перспективных направлений в нефтедобыче. Главенствующую роль в их освоении занимает Арктическая зона. Здесь добывается 93 млн т нефти, что составляет 17 % всей добычи нефти в России. По оценкам специалистов, к 2050 г. этот показатель возрастет до 30 %.

Сегодня в Российской Арктике реализуется только один проект по добыче нефти – освоение Приразломного месторождения, чьи извлекаемые запасы превышают 70 млн т «черного золота». С момента старта добычи на Приразломном в декабре 2013 г. и вплоть до конца 2016 г. в скважинах месторождения использовались трубы только европейских производителей.

Введение в 2014 г. экономических санкций затруднило реализацию шельфовых проектов: в список оборудования, запрещенного к ввозу в Россию, вошла продукция для глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики. Ограничения, наложенные на экспорт 30 видов продукции для нефтяной промышленности, в том числе обсадных, насосно-компрессорных OCTG труб с премиум-соединениями, стали дополнительным стимулом для отечественных трубных производителей.

Трубное импортозамещение

Производство российских труб для добычи арктической нефти потребовало продолжительной подготовки и решения ряда задач, с которыми трубная промышленность не сталкивалась, производя продукцию для других регионов мира. К изготовлению продукции для таких сложных условий необходим особый подход. Трубы тщательно проектировались с учетом предстоящей эксплуатации в экстремальных природно-климатических условиях.

Одной из первых среди отечественных трубников к созданию новых высокотехнологичных OCTG труб приступила Группа ЧТПЗ. Компания начала разработку труб с премиальными резьбовыми соединениями в 2012 г. Высокотехнологичная продукция применяется на глубоких скважинах, скважинах сложного профиля, с повышенным газовым фактором и способна выдерживать комбинированные нагрузки: растяжение, сжатие, внутреннее и наружное давление. Сегодня она используется на месторождениях большинства нефтегазодобывающих компаний России: «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз».

В 2016 г. «Газпром нефть» и Группа ЧТПЗ подписали Программу опытно-промысловых испытаний, реализация которой подтвердила надежность труб и возможность их использования на Арктическом шельфе.

В декабре 2016 г. партия насосно-компрессорных труб диаметром 114,3 и 139,7 мм с толщиной стенки 6,88 и 7,72 мм из стали группы прочности L80SS в сероводородостойком исполнении с высокогерметичными резьбовыми соединениями ChT-VT и ChT-VC премиум-класса первого поколения отправлена на склад заказчика в Мурманске. Объем поставки составил 115 т. И уже спустя несколько месяцев в сопровождении специалистов Группы ЧТПЗ трубы были спущены в скважину.

Свинчивание резьбовых соединений проводилось в полевых условиях – прямо на морской скважине при содействии сотрудников зарубежной нефтесервисной компании, отметивших, что продукция российских трубников не уступает импортным аналогам.

Успешной установке труб в скважине предшествовали модификация стали, контроль коррозионной стойкости металла и комплекс испытаний резьбового соединения на герметичность и износостойкость.

«Изготовление труб для шельфа потребовало особого подхода, – комментирует технический директор Группы ЧТПЗ Кирилл Никитин. – Арктика – сложный и уникальный регион. Ледяной покров здесь сохраняется в течение семи месяцев, а температура воды в море достигает отрицательных значений. Такие природно-климатические условия предъявляют дополнительные требования к оборудованию и персоналу. Трубы, поставленные Группой ЧТПЗ на Приразломное, отвечают самым жестким требованиям безопасности и способны выдержать максимальные ледовые нагрузки».

Будущее сегодня

На сегодняшний день опыт поставок высокотехнологичной продукции для шельфовых месторождений есть у крупнейших трубных компаний Италии и Франции. Успешный опыт участия в проекте по освоению углеводородных ресурсов Арктики позволяет Группе ЧТПЗ составить конкуренцию европейским производителям и значительно расширить географию поставок не только на внутренний рынок, но и на экспорт.

«Газпром нефть» планирует продолжить бурение и обустройство скважин на Приразломном месторождении. Группа ЧТПЗ готова предложить не только трубы с резьбовым соединением премиум-класса первого поколения, но и новую продукцию с более высокой эксплуатационной надежностью. Компания продолжает модернизацию мощностей по производству труб нефтяного сортамента, освоение новой продукции и уже сейчас выводит на рынок трубы с высокогерметичным резьбовым соединением ChT-2C премиум-класса второго поколения для месторождений со сложными условиями добычи. Промышленные поставки стартовали во 2-м полугодии 2017 г. Надежность разработанного соединения подтверждена ключевым российским научным центром в области технологий добычи и транспортировки углеводородов «Газпром ВНИИГАЗ», а также аккредитованным испытательным центром в Германии в соответствии с методиками ISO 13679/API 5C5.

ПАО «Челябинский Трубопрокатный Завод»

125047, РФ, г. Москва,

ул. Лесная, д. 5в

Тел.: +7 (495) 775-35-55

www.chelpipe.ru

С 2009 г. в Москве усиленными темпами проводится реконструкция изношенных стальных газораспределительных сетей. При перекладке газовых сетей последним приходится пересекать огромное количество подземных коммуникаций, расположенных в широком диапазоне высотных отметок. Иными словами, если посмотреть на профиль проектируемых газопроводов, то мы увидим следующую картину: ось газопровода то и дело меняет свое положение, что способствует образованию многочисленных перепадов высот, показатели которых могут значительно различаться ввиду насыщенности подземного пространства коммуникациями. Перепады высот создают условия для накопления конденсата (влаги) в низших точках газопровода. Выпадению конденсата главным образом способствует несовершенство осушки природного газа. При изменении условий эксплуатации (рабочего давления и температуры) часть влаги, оставшейся в газе, выпадает во внутренней полости газопровода, а затем скапливается в низшей точке сети. Выпадение конденсата при эксплуатации газопровода в холодное время года может привести к образованию кристаллогидратов, что, в свою очередь, приводит к уменьшению проходного сечения трубы, а в дальнейшем – к трудностям при эксплуатации газораспределительной сети, вплоть до выхода ее из строя на некоторое время. В этой ситуации помогут только специальные ингибиторы – вещества, используемые для ликвидации кристаллогидратов.

Избежать описанной ситуации можно путем установки на газопроводе специального устройства – конденсатосборника. Но сделать это не всегда возможно, и вот по какой причине: в настоящее время существует лишь одна модификация такого устройства. Существующий конденсатосборник выполнен из стали, и чтобы его применить на полиэтиленовом газопроводе, необходим довольно протяженный прямолинейный участок, что в условиях мегаполиса практически невозможно ввиду высокой плотности инженерных коммуникаций. Кроме того, необходимо использовать дополнительные элементы для обеспечения перехода с полиэтиленового участка трубы на стальной. Выходом из сложившейся ситуации могло бы стать использование конденсатосборника, для которого выполнение этих строгих требований является необязательным.

В статье речь пойдет о возможности применения на полиэтиленовых газопроводах конденсатосборников нового типа. Кроме удаления конденсата такой конденсатосборник может выполнять еще одну функцию: улавливать механические примеси, содержащиеся в газовом потоке.

Отделение конденсата и мехпримесей (дисперсной фазы) от транспортируемого природного газа осуществляется в конденсатосборнике под действием сил инерции и центробежных сил. Газовый поток с частицами дисперсной фазы вводится в конденсатосборник через входной патрубок (рис. 1) со скоростью, соответствующей рабочим условиям эксплуатации газопровода. При входе в устройство частицы по инерции движутся по своим первоначальным траекториям. Затем под воздействием аэродинамических сил их траектории искривляются. Под действием центробежной силы частицы дисперсной фазы отбрасываются к стенке корпуса конденсатосборника и вместе с частью газа попадают в нижнюю часть корпуса (отстойник). Отделение частиц от попавшего в отстойник газа происходит при перемене направления их движения на 180° под действием сил инерции. Поток газа, очищенный от дисперсной фазы, изменяет свое направление и, двигаясь по корпусу устройства снизу вверх, через выходной патрубок направляется обратно в газораспределительную сеть.

Основным преимуществом такого устройства, помимо того что оно полностью выполнено из полиэтилена, является возможность эффективного разделения в широком диапазоне расхода газа и концентрации дисперсной фазы при относительно низкой величине гидравлического сопротивления (рис. 2), а также надежность и простота конструктивного оформления. Качество разделения и гидравлическое сопротивление зависит от диаметра, скорости и степени закрутки потока, а также конструктивного оформления основных зон, обеспечивающих формирование закрученного потока, сепарацию и выделение дисперсных фаз. Наиболее существенное влияние на величину уноса дисперсной фазы из кондесатосборника и, соответственно, на эффективность разделения оказывает скорость газа. Исследования показали, что наивысшая степень очистки (и, соответственно, минимальный унос) достигается при скоростях газа до 20 м/с, что соответствует рабочим условиям эксплуатации газопровода (рис. 3).

Полиэтиленовое исполнение конденсатосборника обеспечивает ему еще ряд преимуществ, в числе которых:

• высокая коррозионная устойчивость, что обеспечивает продолжительный срок службы всей трубопроводной системе в целом. Не требуется использование специальных дополнительных антикоррозионных средств;

• низкая шероховатость внутренней полости устройства, что снижает гидравлическое сопротивление конденсатосборника;

• высокое электрическое сопротивление, позволяющее применять данное изделие в зоне сильных электрических полей;

• меньшая по сравнению со стальным конденсатосборником масса изделия.

Единственным производителем и поставщиком полиэтиленовых конденсатосборников на сегодняшний день является Научно-производственное объединение «ЭнергоГаз», входящее в Группу компаний «ЭнергоГаз». Конструкторские работы по созданию полиэтиленового конденсатосборника начались еще в 2013 г., а уже год спустя был собран первый экземпляр и проведены стендовые испытания, подтвердившие заявленные технические характеристики. Еще через год были разработаны и зарегистрированы Технические условия (ТУ 4859-001-29484125-2015, рег. № 200/080844 в ЗАО «РОСТЕСТ»). В 2016 г. было принято решение о начале промышленного производства конденсатосборников, для чего была пройдена процедура сертификации в органах Ростехнадзора России (рег. № Декларации о соответствии Таможенного союза – ТС N RU Д-RU.AB72.B.04048 от 08.08.2016 г.).

Модельный ряд конденсатосботников, разработанный НПО «ЭнергоГаз», позволяет применять их в самом широком диапазоне рабочих условий.

ГК «ЭнергоГаз»

108832, РФ, Москва,

Троицкий АО, пос. Вороновское, дер. Ясенки

Тел.: +7 (495) 210-82-83

E-mail: info@energy-gaz.ru

www.energy-gaz.ru