Газовая промышленность № 04 2018

Завод «Газпроммаш» в рамках выполнения собственной программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) поставил задачу: разработать серию устройств, поз- воляющих оборудовать каждый технологический узел газораспределительной станции (ГРС) блоками локальной автоматики, объединенных общей информационной сетью. Система в целом не должна ограничиваться обычным сбором данных от установленных на технологических узлах датчиков и выполнять команды от верхнего уровня автоматизации. По совокупности выполняемых функций и способам информационного взаимодействия разработанная нами аппаратно-программная конструкция представляет собой распределенную информационно-управляющую систему (РИУС).

Структура традиционной системы автоматизации ГРС, взаимодействие системы автоматического управления (САУ) ГРС с первичными датчиками и исполнительными механизмами представлены на рис. 1. При такой структуре бóльшая часть сигнальных кабелей от датчиков и исполнительных устройств идет напрямую в САУ ГРС или через промежуточные клеммные коробки, объединяющие несколько кабелей в один многожильный.

В случае применения РИУС структура системы автоматизации ГРС будет выглядеть как совокупность контроллеров, заключенных во взрывонепроницаемые оболочки и объединенных в единую информационную сеть, как показано на рис. 2. Каждый технологический узел ГРС оборудован собственной локальной системой автоматики, являющейся частью РИУС. Для каждого технологического узла характерны свой набор первичных датчиков, исполнительных устройств и определенный набор алгоритмов автоматического управления.

Разработка алгоритмов для технологических узлов основана  на Перечне типовых функций, выполняемых САУ ГРС по технологическим узлам и системам, – документе ПАО «Газпром». Каждый алгоритм может быть инициирован автоматически при регистрации аварийной ситуации на ГРС, запущен по инициативе оператора ГРС либо дистанционно – диспетчером ЛПУ. Также возможна дистанционная блокировка любого алгоритма.

Взятый ПАО «Газпром» курс на внедрение безлюдных технологий в системе транспортировки, хранения и распределения газа существенно повышает требования к диагностике состояния эксплуатируемого оборудования, его своевременному техническому обслуживанию и ремонту.  С этой целью для каждого типа оборудования, подключенного к блоку РИУС, разработаны специальные алгоритмы диагностики, предотвращения выхода из строя и предупреждения аварийных ситуаций.

Технологические уставки, временные характеристики и коэффициенты масштабирования для каждого датчика и исполнительного устройства хранятся в энергонезависимой памяти конт- роллера. Бóльшая их часть может быть установлена или изменена дистанционно, при непременном разграничении прав доступа эксплуатирующего персонала. Некоторые параметры вычисляются автоматически в процессе самодиагностики.

Каждый блок РИУС отвечает за конкретный технологический узел ГРС. Все блоки РИУС объединены в единую информационную сеть. Блок, отвечающий за обмен данными с верхним уровнем автоматизации, как правило, является координатором взаимодействия между всеми остальными блоками в распределенной сети.

Информационная сеть может быть выполнена в виде витой пары с интерфейсом RS-485 промышленного Ethernet или волоконно-оптического кабеля. Рассматриваются варианты беспроводного информационного обмена в пределах площадки ГРС.

Расположенные во взрыво- опасных помещениях блоки РИУС изготовлены в виде взрывонепроницаемой оболочки. Блоки, установленные в невзрывоопасных помещениях, таких как операторная или помещение котельной, имеют общепромышленное исполнение.

Наиболее рациональным применение РИУС видится на объектах блочно-модульного типа, когда технологические узлы ГРС расположены на площадке на некотором удалении друг от друга и от помещения операторной, где обычно находится главный шкаф автоматики. На таких объектах наиболее очевидны преимущества РИУС за счет сокращения межблочных кабельных линий, кабельных проходок и вводов, клеммных коробок и, как следствие, уменьшения сроков монтажных и пусконаладочных работ.

Работы в этом направлении в рамках НИОКР ведут специалисты завода «Газппроммаш» в целях внедрения подобной системы на одном из предприятий  ПАО «Газпром».

ООО Завод «Газпроммаш»

410031, РФ, г. Саратов, ул. Московская, д. 44

Тел/факс: +7 (8452) 98-56-00,

+7 (8452) 96-13-37

E-mail: gpm@gazprommash.ru

www.gazprommash.ru

В настоящее время в сфере информационных технологий можно выделить две актуальные задачи: 1) использование более доступных аналогов систем управления базами данных (СУБД); 2) импортозамещение программного обеспечения.

Для решения поставленных задач проведено сравнение наиболее популярных СУБД отечественного и зарубежного производства. Среди них к импортным СУБД относятся: Oracle, MS SQL Server, PostgreSQL. Для сравнения добавлены более простая импортная СУБД MySQL и СУБД отечественного производства – СУБД Ред База Данных. Указанные СУБД можно наглядно разделить по двум критериям: стоимость (лицензионные/свободно распространяемые) и место производства (отечественные/импортные) (рисунок).

Существующие СУБД
Modern database management systems 

СУБД Database management systems	Лицензионные License	Свободно распространяемые Freeware
Импортные Import
Отечественные Domestic		-

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СУБД

Каждая из приведенных СУБД обладает индивидуальными особенностями, преимуществами  и недостатками, сравнение которых приведено ниже.

Oracle является старейшей СУБД, разрабатываемой с 1979 г. В настоящее время Oracle обладает рядом уникальных технологий, обеспечивающих ей конкурентное преимущество. Как признанный лидер в этой отрасли производства программного обеспечения Oracle владеет почти половиной мирового рынка систем управления базами данных [1].

СУБД MS SQL Server, так же как и СУБД Oracle, можно отнести  к СУБД промышленного уровня. СУБД MS SQL Server обладает широким спектром функциональных возможностей и по своей производительности нисколько не уступает СУБД Oracle. В ряде случаев в качестве СУБД лучше использовать MS SQL Server, как продукт компании Microsoft. Например, если проект написан с использованием технологий Microsoft, в частности на сервере используется операционная система Windows Server или среда разработки .Net, альтернативы MS SQL Server может не быть.

Основное отличие MySQL от СУБД промышленного уровня состоит в том, что MySQL предназначена для решения узкого круга задач. В свою очередь, СУБД промышленного уровня не имеют ограничений в применении, начиная от простой базы данных, обслуживающих сайт или небольшую компанию, и заканчивая огромными мощными хранилищами данных [1].

Преимуществом PostgreSQL перед MySQL является попытка максимально соответствовать стандарту SQL с реализацией самых новых стандартов, что значительно расширяет функциональные возможности данной СУБД.

В основе СУБД Ред База Данных лежат исходные коды импортной свободно распространяемой СУБД с открытым кодом Firebird. Следовательно, СУБД Ред База Данных имеет схожие с СУБД Firebird характеристики. Большим плюсом СУБД Ред База Данных является то, что компания-производитель также производит собственную операционную систему ОС, что обеспечивает хорошую производительность и позволяет конкурировать с Oracle, MS SQL  и PostgreSQL [2].

НЕОБХОДИМЫЕ КРИТЕРИИ ВЫБОРА СУБД

Для определения оптимальной СУБД под решение конкретной задачи определим перечень критериев, по которым будем производить их сравнение: стоимость, функциональные возможности, производительность, кроссплатформенность, место производства.

В представленной работе предлагается рассмотреть три варианта возможных приоритетов при выборе СУБД. Во-первых, стоимость покупки и обслуживания должна играть основную роль при выборе СУБД. Во-вторых, функциональные возможности и характеристики СУБД преобладают над ее стоимостью. В-третьих, основным приоритетом при выборе СУБД является импортозамещение.

Для нахождения оптимальной СУБД по предложенным критериям и приоритетам используем метод анализа иерархий Т. Саати [3]. Составим шкалу отношений критериев СУБД (табл. 1).

Используя шкалу отношений критериев, согласно методу анализа иерархий Т. Саати проведем попарное сравнение всех СУБД по каждому из критериев. В результате сравнения получим пять матриц попарных сравнений альтернатив.

Рассмотрим пример составления матрицы по критерию «стоимость» (табл. 2). Найдем произведение элементов каждой строки:

,                                        (1)

где n = 5 – количество элементов в строке; a_i,1 … a_i,n – элементы i-й строки.

Получим: 

W₁ = 0,241; W₂ = 0,375; W₃ = 3,332; W₄ = 3,332; W₅ = 1.

Рассчитаем нормирующий множитель: 

                             (2)

где n = 5 – количество элементов в строке.

Получим r = 8,28.

Приведем формулу для расчета вектора приоритетов i-й строки:

,                                                        (3) 

где i = 1, …, n.

Рассчитаем значения вектора приоритетов критерия «стоимость» по каждой строке:

                                         (4) 

Произведем аналогичный расчет матриц попарных сравнений СУБД по критериям «функциональные возможности», «производительность», «кроссплатформенность», «место производства» (табл. 3).

По аналогии с расчетом для критерия «стоимость» произведем расчет векторов приоритетов по критериям «функциональные возможности», «производительность», «кроссплатформенность», «место производства» (табл. 4).

Составим матрицу, столбцы которой состоят из векторов приоритетов критериев СУБД:

(5) 

Рассмотрим варианты, когда один из критериев играет более важную роль при выборе СУБД. Составим шкалу отношений критериев СУБД (табл. 5) и матрицы попарного сравнения критериев СУБД с различными приоритетами (табл. 6–8).

Рассчитаем вектор отношения критериев сравнения СУБД с приоритетом «стоимость характеристики место производства», получим:

  (6)

Для выбора наиболее подходящей СУБД по выбранному приоритету умножим матрицу (5) на вектор b₁:

(7) 

Получены следующие результаты: PostgreSQL (0,284), MySQL (0,274), Oracle (0,159), СУБД Ред База Данных (0,157), MS SQL Server (0,120).

Таким образом, наиболее подходящей СУБД с приоритетом, ориентированным на «стои- мость характеристики место производства», является свободно распространяемая импортная СУБД PostgreSQL. Проводя дальнейший анализ полученного результата, заметим, что более дорогая СУБД Oracle за счет преимуществ в производительности и функциональных возможностях незначительно, но обходит более дешевую СУБД Ред База Данных.

Рассчитав вектор отношения критериев сравнения СУБД с приоритетом «характеристики стоимость место производства», получим:

   (8) 

Для выбора наиболее подходящей СУБД по выбранному приоритету умножим матрицу (5) на вектор b₂.

(9) 

Получены следующие результаты: Oracle (0,357), MS SQL Server (0,232), PostgreSQL (0,149), СУБД Ред База Данных (0,144), MySQL (0,091).

Таким образом, наиболее подходящей СУБД с приоритетом, ориентированным на «характеристики стоимость место производства», является Oracle.

Рассчитав вектор отношения критериев сравнения СУБД с приоритетом «место производства характеристики стоимость», получим:

 (10)

Для выбора наиболее подходящей СУБД по выбранному приоритету умножим матрицу (5) на вектор b₃.

(11) 

Получены следующие результаты: СУБД Ред База Данных (0,409), Oracle (0,213), MS SQL Server (0,156), PostgreSQL (0,118), MySQL (0,103).

В результате получаем, что наиболее подходящей СУБД с приоритетом, ориентированным на «место производства характеристики стоимость», является СУБД Ред База Данных.

ВЫВОДЫ

Предложенный метод можно использовать при выборе наиболее подходящей СУБД по ряду критериев. Точность результата будет зависеть от количества выбранных критериев и компетентности эксперта, проводящего сравнение СУБД по выбранным критериям.

При поиске более доступных аналогов СУБД можно рассматривать вариант использования бесплатных импортных СУБД при условии, что их функциональных возможностей будет достаточно для решения поставленной задачи.

При решении задачи по импортозамещению нужно учитывать тот факт, что в основе отечественных СУБД лежат исходные коды свободно распространяемых импортных СУБД, а их функциональные возможности зачастую уступают передовым импортным аналогам. 

Таблица 1. Шкала отношений критериев СУБД Table 1. Ratio scale of the database management systems criteria

Таблица 2. Матрица попарного сравнения СУБД по критерию «стоимость» Table 2. Matrix of pairwise comparison of database management systems by the “cost” criterion

Стоимость Cost
	1	1/3	1/9	1/9	1/5
	3	1	1/9	1/9	1/5
	9	9	1	1	5
	9	9	1	1	5
	5	5	1/5	1/5	1

Таблица 3. Матрицы попарных сравнений СУБД по критериям «функциональные возможности», «производительность», «кроссплатформенность», «место производства» Table 3. Matrices of pairwise comparisons of database management systems by the “functionality”, “runtime performance”, “cross-platform software”, and “place of production” criteria

Функциональные возможности Functionality
–
				1		3	5	7	5
				1/3		1	5	7	5
				1/5		1/5	1	3	1
				1/7		1/7	1/3	1	1/3
				1/5		1/5	1	3	1
Производительность  Runtime performance
–
				1		3	5	7	5
				1/3		1	3	5	3
				1/5		1/3	1	3	1
				1/7		1/5	1/3	1	1/3
				1/5		1/3	1	3	1
Кроссплатформенность  Cross-platform software
-
				1		1	1	1	1
				1		1	1	1	1
				1		1	1	1	1
				1		1	1	1	1
Место производства  Place of production
				1		1	1	1	1/5
				1		1	1	1	1/5
				1		1	1	1	1/5
				5		5	5	5	5

Таблица 4. Векторы приоритетов критериев СУБД Table 4. Vectors of the criteria priorities of database management systems

Функциональные возможности  Functionality	Производительность  Runtime performance
Кроссплатформенность  Cross-platform software	Место производства  Place of production

Таблица 5. Шкала отношения критериев сравнения СУБД Table 5. Ratio scale of the comparison criteria of database management systems

Таблица 6. Матрицы попарного сравнения критериев СУБД с приоритетом «стоимость» Table 6. Matrices of pairwise comparison of the database management systems criteria with the “cost” priority

Таблица 7. Матрицы попарного сравнения критериев СУБД с приоритетом «характеристики» («функциональные  возможности» + «производительность») Table 7. Matrices of pairwise comparison of the database management systems criteria with the “characteristics” priority (“functionality” + “runtime performance”)

Таблица 8. Матрицы попарного сравнения критериев СУБД с приоритетом «место производства» Table 8. Matrices of pairwise comparison of the database management systems criteria with the “place of production” priority

«Индустрия 4.0» – это новая фаза развития промышленности, в ходе которой она повышает свою производительность и эффективность за счет новых цифровых инструментов. Отдельная группа возможностей под названием disruption (или «технологический прорыв») заключается в кардинальном изменении некоторых бизнес-функций организации под влиянием цифровых инструментов.

Согласно исследованиям консалтинговой компании BCG [1], которые она провела для производственного сектора Германии, переход на инструментарий «Индустрии 4.0»:

– вызовет рост производительности в среднем на 5–8 %, а для некоторых отраслей немецкой промышленности, таких как производство машинного оборудования, на 10–15 %;

– приведет к увеличению выручки в промышленности на  30 млрд евро в год, что составляет примерно 1 % ВВП Германии;

– повлечет за собой рост занятости в промышленности на 6 %;

– приведет к росту инвестиций в промышленном секторе Германии на сумму 250 млрд евро в течение следующих 10 лет.

В состав инструментов четвертой промышленной революции обычно включают новые возможности робототехники, 3D-печати, продвинутой аналитики данных, искусственного интеллекта, дополненной и виртуальной реальности, интернета вещей. Эти инструменты потенциально способны повысить производительность оборудования за счет снижения потерь сырья, сокращения простоев и автоматизации труда сотрудников, а также могут повысить энергоэффективность производства, снизить затраты на техническое обслуживание, сократить расходы, связанные с рекламациями и возвратом продукции благодаря улучшению ее качества.

Для того чтобы замысел «Индустрии 4.0» воплотился в жизнь, необходимы значительные организационные и культурные изменения.

СТАРТ ТРАНСФОРМАЦИИ

В конце 2017 г. ПАО «СИБУР  Холдинг» объявило о старте цифровой трансформации своего бизнеса. Мы надеемся, что цифровизация принесет дополнительные возможности нашим сотрудникам в плане самореализации, снижения объемов рутинного труда, повысит безопасность рабочего процесса.

К 2018 г. в СИБУРе было протестировано множество цифровых инициатив для различных активов компании и бизнес-функций, причем изучались как инициативы, уже опробованные другими компаниями, так и те, что были предложены самими сотрудниками СИБУРа. Был реализован ряд точечных проектов, включая представленные ниже.

СИБУР совместно с компанией Teradata успешно завершил проект по сокращению числа обрывов при производстве биаксиально-ориентированной полипропиленовой (БОПП) пленки на новокуйбышевской площадке «БИАКСПЛЕНа», входящего в СИБУР. Для анализа были взяты данные двух подразделений  СИБУРа, участвующих в производстве:

– «СИБУР Тобольск» – производитель полипропилена, являющегося сырьем для производства БОПП-пленок;

– «БИАКСПЛЕН» – непосредственный производитель БОПП-пленок.

Была построена аналитическая модель зависимости обрывов от режимов производства полипропилена. В качестве исходных были использованы данные систем MES и АСУТП тобольской площадки, а также данные об обрывах и партиях полипропилена и пленки из систем «БИАКСПЛЕНа».  В ходе анализа более чем из сотни параметров производства были выделены пять, наиболее влияющих на обрывность пленок. По этим показателям были рекомендованы более узкие диапазоны значений, чем те, которые считаются приемлемыми с точки зрения лицензиара. Согласно этим рекомендациям в Тобольске выпущены экспериментальные партии пропилена, обрывность пленок с использованием которых по результатам измерений сократилась более чем на 50 %. Проект был выполнен по Agile-методологии, которая позволила снизить риски, связанные с применением новой технологии. Применение Agile-методологии стало одним из критических факторов для достижения успеха.

В ходе другого проекта с компанией Visiology для производства дзержинской площадки СИБУРа («СИБУР-Нефтехим») была создана модель селективности катализатора в реакторе окисления этилена. Первая попытка с использованием только нейронных сетей не принесла результата – точность модели оказалась недостаточной. В ходе второй попытки была соз- дана макрохимическая модель, кинетические константы для которой подбирались при помощи методов машинного обучения. Этот подход дал положительный результат: полученная модель, как было измерено в ходе производственных испытаний, помогает определять оптимум в селективности катализатора достаточно точно для того, чтобы по ее показаниям можно было управлять селективностью лучше, чем это делается оператором вручную. Успешный результат позволяет произвести больше готовой продукции из того же объема сырья без значительных вложений в оборудование.

СОВРЕМЕННАЯ АНАЛИТИКА

Аналитика данных является одним из основных инструментов цифровизации: чем глубже проникновение цифровых технологий, тем больше создается данных и возникает возможностей для практических выводов на их основе. Начинать проекты по аналитике можно с тех данных, которые уже доступны, при этом их качество может быть не самым лучшим. Улучшать качество данных возможно по мере создания инфраструктуры для их хранения и обработки. Другим моментом, на который стоит обратить внимание, является интеграция данных: при интеграции возникает значительный синергетический эффект. Решение задач на основе интегрированных данных представляет тот случай, когда «один плюс один равно трем».

Первыми пилотами цифровой трансформации СИБУРа стали площадки в Тобольске и Кстово. На данный момент созданы дорожные карты трансформации, цифровые продукты активно внед- ряются и тестируются. Успешные решения будут потом тиражированы на другие площадки.

Для СИБУРа цифровая трансформация – это изменение культуры компании, направленное на использование данных как нового актива, перенос фокуса на скорость принятия решений и быстрое внедрение. 

Сегодня, в период четвертой промышленной революции, неф- тегазовая сфера начинает перестраиваться на новый технический уклад, все активнее внедряя в производство передовые цифровые технологии.

При разработке месторождений добывающие компании регулярно сталкиваются с такими осложняющими факторами, как асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), отложения солей, влияние механических примесей, коррозия оборудования, образование газовых гидратов, влияние эмульсии. Каждое из этих явлений в большей или меньшей мере  усложняет процесс добычи нефти и повышает удельные затраты на тонну товарной продукции.

При борьбе со скважинными осложнениями участие человека до сих пор остается необходимым в работе с механизированным фондом скважин. Определение вида осложняющего фактора и выбор соответствующего способа борьбы с ним проводятся человеком, а не автоматически.

Сегодня решение об отнесении скважины к тому или иному виду осложнения принимается технологической службой по ряду утвержденных критериев: отказ оборудования (по установленной причине); рост линейного давления в выкидной линии; снижение производительности насоса; рост нагрузок на головку балансира станка-качалки. Причиной отнесения к осложненному или потенциально осложненному фонду также может стать заключение комплексной лаборатории о выявлении сульфатвосстанавливающих бактерий, сульфида железа или определения водородного показателя среды.

Основной трудностью при определении вида осложнения и принятия конкретного решения является анализ огромного массива данных, который может быть понят и трактован по-разному в зависимости от компетенций специалиста.

Автоматизированный подход к определению осложняющего фактора позволит исключить вероятность ошибки исполнителя за счет обработки массива данных по заданному алгоритму. Тем не менее результатом работы программы будет лишь рекомендация c прогнозом возможных вариантов, а решение о ее применении в работе остается за специалистом.

Структуру алгоритма, методы решений и подходы к определению тех или иных скважинных осложнений можно выделить  в отдельную задачу. При этом общая логическая последовательность действий представлена на рис. 1 и включает: выбор скважины-кандидата; определение природы, типа и места проявления осложнений; определение способа обработки и объема услуг; рас- чет межочистного периода; расчет  экономической эффективности  и срока окупаемости технологии.

В настоящей работе рассмотрен один из возможных вариантов решения поставленной задачи на конкретном объекте – представлена методология создания автоматизированного дизайна обработки от АСПО на примере  скв. № 321 Мишкинского месторождения (Удмуртская Республика, Российская Федерация). Проведены математический расчет и имитационное моделирование средствами автоматизированного проектирования (САПР) ANSYS 14.0 [1],  сопоставлен расчетный вариант обработки объекта с существующим в настоящее время. Проведены опытные испытания, выполнена оценка эффективности и раскрыт потенциал автоматизированного проектирования при борьбе со скважинными осложнениями.

ВЫБОР СКВАЖИНЫ-КАНДИДАТА. РАСПОЗНАВАНИЕ ОБРАЗОВ

Ключевой задачей представляется определение первичных критериев для отнесения объекта к осложненному фонду. Основной проблемой на данном этапе являются структурирование и анализ разрозненных данных (big data) из различных первичных источников (оперативная информация, истории работы станций управления, динамометрирование  и т. д.). На данном этапе происходит распознавание образов по заданным наборам свойств и признаков, т. е. сравнение первичных данных с заданными критериями. Работа станка-качалки была исследована с помощью динамографа. Геометрический анализ динамограммы зафиксировал ее скругление по оси ординат, отображающей величины рабочих нагрузок, воспринимаемых головкой балансира этого станка  (рис. 2). Кроме того, была отмечена большая разница между максимальными и минимальными нагрузками на головку балансира. Рост нагрузок более чем на 20 % от общего веса насосных штанг и скругленная динамограмма по осям ординат – основные критерии распознавания образа, свидетельствующие об отложениях АСПО на глубинном насосном оборудовании.

На следующем этапе происходит сравнение полученной динамограммы с базой эталонных форм. При распознавании образа анализируемой динамограммы используется база данных из  18 различных форм работы насосов. В зависимости от вида неисправности в глубинном насосном оборудовании форма динамограммы приобретает уникальный вид. При сопоставлении очертания полученных данных с данными из базы эталонных образов подбирается наиболее близкая геомет- рическая форма динамограммы, определяется потенциальный тип осложнения, в приведенном примере – запарафинивание (рис. 3).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДЫ, ТИПА И МЕСТА ПРОЯВЛЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ. ПРОГНОЗНАЯ АНАЛИТИКА

На этом этапе на основе анализа данных физико-химических свойств добываемой жидкости определяется возможность образования потенциального осложнения. На сегодняшний день существует множество методик расчета интервалов выпадения АСПО и солеотложений, в основе которых лежат уравнения состояния Пенга – Робинсона, уравнения скорости отложения АСПО и др. Данные методики показывают достаточно высокую корреляцию (до 86 % в зависимости от условий применения методики) с практическими исследованиями.

На территории Удмуртской Рес- публики промышленная добыча нефти ведется более полувека. Продолжительная разработка месторождений постепенно приводит к снижению температуры пласта, обводнению скважинной продукции и утяжелению углеводородного состава нефти. Месторождения ОАО «Удмуртнефть» находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой (до 99 %) обводненностью продукции. Кроме того, нефть Удмуртии отличается повышенной вязкостью, высоким содержанием серы, асфальтенов, смол и парафинов (табл. 1). Такие месторождения, как Архангельское, Ижевское, Мещеряковское, Ельниковское, Киенгопское, Чутырское, Мишкинское, разрабатываются уже более 45 лет. Для данных месторождений проблема борьбы с отложениями органического характера представляется особенно острой. Специфика осложняющих особенностей заключается в преобладании на территории республики карбонатных коллекторов с содержанием нефтей повышенной и высокой вязкости. Кроме того, в нефти  в значительной степени присутствуют смолы и парафин.

На основе осмотра колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) при предыдущем подъеме оборудования определены интервалы отложений АСПО, а также толщины отложений в начале и конце интервала отложений. Полученные значения хорошо коррелируют с расчетными значениями.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СПОСОБА ОБРАБОТКИ И ОБЪЕМ РАБОТ

По известным методикам автоматически рассчитывается масса АСПО в НКТ [2]: 

m_АСПО = V_АСПО·ρ_АСПО, 

где V_АСПО – объем АСПО в НКТ, м³; АСПО – плотность АСПО, кг/м³  (в расчетах принимается равным 1000 кг/м³). 

где – глубина окончания интервала отложения АСПО, м;  – глубина начала интервала отложения АСПО, м; d_ш – наружный диаметр шаблона для НКТ, мм; d_вн.НКТ – внутренний диаметр НКТ, мм;  – толщина АСПО в начале интервала, мм;  – толщина АСПО в конце интервала, мм.

В зависимости от физико-химических свойств и массы АСПО проводится анализ доступных и эффективных технологий с выбором наиболее эффективного способа. В данном случае рассмат- риваются только термические и химические способы удаления АСПО, так как механические средства удаления АСПО на объекте отсутствуют.

ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ В САПР  И ВИЗУАЛИЗАЦИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Путевое охлаждение жидкости –  основная причина образования АСПО. При движении добываемой жидкости по колонне НКТ от пласта к насосу и от насоса к устью скважины происходит быстрое ее охлаждение. Моделирование распределения тепловых потерь по глубине скважины важно для проведения технических мероприятий по их минимизации. САПР ANSYS благодаря мощному термодинамическому пакету легко считает уравнения теплового баланса. Основная задача на данном этапе состоит в разбиении геометрической модели скважины на сетку конечно-разностных элементов (рис. 4). На границе каждой ячейки задаются уравнения теплового баланса, уравнения скорости фазового перехода, уравнения энергии. Чем выше плотность сетки, тем выше точность расчета.

Исходные данные для расчета из предыдущих шагов автоматически переносятся в САПР ANSYS для расчета соответствующего способа по удалению АСПО.  К шаблону скважины применяются исходные и полученные данные предыдущих шагов, моделируется скважина с осложнением. За счет встроенных решателей и внутренних баз данных термодинамических пакетов САПР ANSYS рассчитывает объем требуемого теплоносителя и температуру прогрева колонны НКТ в зависимости от температуры плавления отложений и выноса продуктов в выкидную линию скважины [3]. Встроенные пакеты визуализации САПР ANSYS позволяют оценить интенсивность и скорость плавления АСПО, полноту выноса отложений в выкидную линию после растворения (рис. 5). В рассмот- ренном случае проведена оценка эффективности плавления отложений при закачке в затрубное пространство скважины теплоносителя на водной основе при  Т = 70 °С в объеме 20 м³.

Сегодня при проведении термохимической обработки скважин объем теплоносителя принимается равным двум объемам скважины. Индивидуальный подход к каждому объекту позволит уйти от стандартных объемов закачки, что поможет снизить стоимость и повысить эффективность обработки.

В соответствии с расчетным объемом проведена термохимическая обработка скважины. После проведения термохимической обработки скважина была исследована силами подрядной организации (рис. 6, здесь по оси ординат зафиксированы рабочие нагрузки (т), воспринимаемые головкой балансира станка-качалки). Согласно анализу динамограммы можно сделать вывод о том, что работоспособность объекта восстановлена, влияния АСПО нет, о чем свидетельствует отсутствие скруглений на динамограмме. Рабочие нагрузки на головку балансира также снижены. Расчетный объем теплоносителя при промывке объекта снижен на 37 %  по сравнению с установленным двукратным объемом скважины.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕЖОЧИСТНОГО ПЕРИОДА ПО ФАКТИЧЕСКИМ ОТЛОЖЕНИЯМ

Расчетный в имитационном моделировании межочистной период (МОП) для данного объекта был проверен на практике по фактическим отложениям АСПО внутри насосного оборудования и колонны труб НКТ. После отработки МОП скважина была остановлена, а затем осуществ- лен подъем оборудования без предварительной обработки от АСПО. Основная задача заключалась в определении объема АСПО после отработки межочистного периода. При определении МОП по фактическим отложениям обязательна сдача образца отложений в комплексную лабораторию для определения компонентного состава отложения: процентного содержания асфальтенов, смол, парафинов, нефтепродуктов и механических примесей.

Интенсивность отложения АСПО была рассчитана и сравнивалась с расчетным объемом в САПР ANSYS. Критичным признается накопление АСПО толщиной в  6 мм. При подъеме максимальная толщина отложений составляет 2 мм (отсчитывается по радиусу НКТ), т. е. интенсивность отложения составила 0,033 мм/сут. До критичной величины отложений в 6 мм должно проходить 180 сут, поскольку это срок МОП. Таким образом, можно утверждать, что прогнозные результаты, рассчитанные во встроенных математических пакетах и решателях САПР ANSYS 14.0, хорошо коррелируют с практической работой скважины на конкретном объекте.

На интенсивность скважинных осложнений, в частности АСПО, оказывают влияние различные факторы, точно описать математически которые практически невозможно. К таким факторам относят газовый фактор, механические примеси, неравномерность шероховатости стенки трубы и прочие параметры, значения которых регулярно меняются во времени. Для этого следует создавать аварийный запас в межочистном периоде объекта, снижая расчетный МОП на 5–10 %,  для того чтобы в случае невозможности обработки объекта по запланированному графику (отсутствие дорог в паводковый период) скважина не вышла из работоспособного состояния.  

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Системный подход к борьбе со скважинными осложнениями и исключение человеческого фактора при определении типа осложнений позволят повысить эффективность эксплуатации месторождений в осложненных условиях.

Аналогичный алгоритм достаточно просто разработать для всех типов насосных установок. На конкретном объекте, оборудованном штанговыми глубинными насосами, экспериментально приведен алгоритм расчета и реализован способ удаления АСПО с помощью термохимического метода. Расчет теплоносителя и имитационное моделирование позволили сократить объем закачиваемого агента на 37 %, что существенно снизило стоимость обработки объекта и ускорило выход скважины на установившийся режим работы. Автоматизация алгоритма и совместимость расчетных и графических платформ могут быть выделены в отдельную задачу. Результаты работы могут быть использованы при создании единой платформы для расчета работы скважин в осложненных условиях. 

Таблица 1. Физико-химические свойства добываемой жидкости Мишкинского месторождения Table 1. Physical and chemical properties of the produced liquid of the Mishkinskoe deposit

Техническое состояние работающей скважины определяется методами промысловой геофизики, в том числе наличие притока жидкости в ствол скважины уверенно фиксируется на термограмме по положительной аномалии дросселирования. Косвенным образом этот процесс определяется методом шумоиндикации. Установить характер жидкости позволяют методы определения плотности и состава заполнителя ствола (барометрия, влагометрия, термоанемометрия, гамма-гамма-плотностеметрия). Высокая стоимость исследований и отсутствие количественной оценки содержания воды в продукции скважины относятся к недостаткам известных геофизических методов исследований [1].

В работе [2] рассматривается метод контроля за процессом обводнения газовых скважин путем проведения газодинамических исследований скважин (ГДИС) методом установившихся отборов с применением малогабаритного устройства, состоящего из сепаратора, расходомера и емкости для сбора отсепарированных примесей. При реализации данного метода для определения природы отсепарированной жидкости требуется проводить химические анализы, которые возможны только в лабораторных условиях, что является серьезным недостатком этой методики. Кроме того, значения коэффициентов фильтрационного сопротивления, получаемые в результате обработки ГДИС методом установившихся отборов без анализа динамики этих коэффициентов во времени, неинформативны с точки зрения поступления в залежь пластовых и подошвенных вод. К тому же реализация метода возможна только в период положительных температур во избежание замерзания жидкости, что ограничивает его применение в условиях Крайнего Севера.

Метод контроля формирования песчано-жидкостной пробки на забое скважины путем шаблонирования скважины с отбивкой забоя, периодически проводимого геологическими службами предприятий, также описан в работе [2]. Недостаток этого метода состоит в значительных временных затратах. Проведение данной операции на газовой скважине силами исследовательской бригады занимает около 4 ч. В это время скважина простаивает, поэтому замеры проводятся с периодичностью не более 1 раза в год.

Известен метод контроля за процессом обводнения газовых скважин [3], предусматривающий проведение стандартных ГДИС с помощью установившихся отборов. Он позволяет определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, анализировать их динамику с построением графиков изменения во времени, а также сравнивать их с предыдущими значениями. В результате вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта можно сделать по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления. Этому методу свойственны ошибки в определении даты поступления пластовых и (или) подошвенных вод. Это связано с большими интервалами времени между проведением ГДИС методом установившихся отборов.

Таким образом, описанные в работах [1–3] методы не позволяют оперативно фиксировать изменения технического состояния скважин, что затрудняет оперативность решения проблем при их эксплуатации.

НОВЫЙ МЕТОД ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ

Предложен и разработан метод оперативного контроля изменения технического состояния скважин [4], проводимый между стандартными плановыми ГДИС. Метод позволяет повысить промышленную безопасность эксплуатации скважин благодаря фиксации с высокой дискретностью изменений их технического состояния по данным устьевой телеметрии. Контроль ведется в процессе эксплуатации скважин на технологическом режиме, заданном проектом разработки месторождения, с его оперативной корректировкой на основании получаемых результатов.

При стандартных плановых ГДИС измеряют пластовое давление (давление на забое закрытой скважины после его полной стабилизации) или забойное давление, а также пластовую температуру или забойную температуру скважины. Эти измерения во время ГДИС осуществляют с помощью глубинного манометра и термометра соответственно. Указанные измерения, как правило, проводятся один раз в год. Также на устье скважины измеряют ее дебит, устьевое давление и устьевую температуру газа. Измерения проводят с помощью системы телеметрии, являющейся одной из подсистем информационно-управляющей системы диспетчерского управления (ИУС ДУ) предприятия.

Оперативное моделирование зависимости величины забойного давления от расхода газа определяют из результатов фактических измерений давления на устье скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида по формуле [2]:

,

при этом

,  

где p_з – давление на забое скважины, МПа; p_у – давление на устье фонтанных труб, МПа; Q – дебит скважины, тыс. м³/сут;  – средняя по стволу скважины плотность газа, кг/м³; L – расстояние от устья до забоя скважины, м; z_ср – средний коэффициент сверхсжимаемости газа, безмерная величина; t_ср – средняя по стволу скважины температура газа, К; λ – коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа, безмерная величина; D – внутренний диаметр фонтанных труб, м.

По результатам проведенных стандартных ГДИС сразу уточняют значения коэффициентов в формуле, добиваясь того, чтобы полученные результаты вычислений с заданной точностью совпадали с фактическими показаниями манометра, которым измеряли давление в забое скважины. Полученные значения коэффициентов фиксируются и используются при моделировании указанных процессов до следующего ГДИС.

В период между плановыми ГДИС в реальном масштабе времени и с заданным шагом дискретизации, используя средства телеметрии, измеряют устьевую температуру и устьевое давление газа на устье скважины, а также дебит скважины [4]. По формуле определяют расчетное значение забойного давления p_з. На основе полученных значений p_з строят график зависимости давления от временной функции (рис. 1). На этот же график наносят значение забойного давления p_з.ГДИС, определенного во время ГДИС, при этом учитывают значение поправки на снижение пластового давления ∆p_з, связанное с эксплуатацией скважин.

Если динамика графика расчетного значения забойного давления p_з совпадает или идет параллельно значению забойного давления p_з.ГДИС, т. е. разность давлений (p_з – p_з.ГДИС) постоянна, то можно уверенно сделать вывод, что технологический процесс в скважине протекает нормально. Как только динамика разности (p_з – p_з.ГДИС) начинает изменяться во времени и пересекает заранее определенную границу (на рис. 1 это область нарушения режима работы скважины), об этом сразу сообщается оператору.

При выявлении нарушений на практике возможны различные случаи. Если при текущем расходе величина забойного давления постепенно снижается и становится меньше показателя, определяемого построенной по результатам ГДИС зависимостью, то ИУС ДУ выдает сообщение оператору о том, что продуктивность скважины снижается по причине формирования песчаной пробки на забое и требуется снизить расход газа. Если величина потери давления в стволе скважины, определяемая как разность величин забойного и устьевого давлений, растет и становится выше показателя при ГДИС, то выдается сообщение обслуживающему персоналу о том, что увеличилось количество воды в продукции скважины и требуется проведение геофизических и специальных исследований скважины. И наконец, если температура на устье скважины опускается ниже температуры гид- ратообразования при текущем устьевом давлении, наблюдается рост забойного давления с одновременным снижением устьевого давления и (или) расхода газа, то выдается сообщение об образовании в стволе скважины газовых гидратов и необходимости немедленной подачи на забой ингибитора гидратообразования.

Применение данной инновационной технологии позволяет в реальном масштабе времени обнаружить нарушения режима работы скважин, оперативно  принять меры по устранению приводящих к нарушению режима работы причин и в минимальные сроки восстановить нормальную эксплуатацию путем выбора (уточнения) режима работы или за счет закачки ингибитора гид- ратообразования и пр.

ПРАКТИЧЕСКАЯ  РЕАЛИЗАЦИЯ МЕТОДОВ

На основе изложенных в рабо- те [4] идей и принципов сотрудниками ООО «Газпром добыча Ямбург» разработана и внедрена автоматизированная система оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин (АСОКТС Г  и ГС), обеспечивающая оперативный контроль за изменением технического состояния скважин по данным эксплуатации. Апробация системы начата на газовых скважинах Харвутинской площади Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) России, так как эта площадь в настоящее время наиболее типична по климатическим условиям и современна по техническому оснащению. Данная система реализована на базе резервной мощности ИУС ДУ  ООО «Газпром добыча Ямбург», что исключило затраты на приобретение дополнительного оборудования и значительно сократило время на внедрение системы, существенно повышая ее экономическую эффективность. Укрупненная структурная схема ИУС ДУ ООО «Газпром добыча  Ямбург» приведена на рис. 2.

Структура ИУС ДУ на уровнях центральной производственно-диспетчерской службы  ООО «Газпром добыча Ямбург», производственно-диспетчерской службы Ямбургского газопромыслового управления (ГПУ) и Заполярного нефтегазодобывающего управления (НГДУ) построена с использованием программного обеспечения Wonderware [5], локализованного к производству в России на базе предприятия – одного из резидентов ОЭЗ «Иннополис».

Нижними уровнями ИУС ДУ Ямбургского ГПУ и Заполярного НГДУ являются ИУС оперативно-производственной службы (ОПС) газовых промыслов Ямбургского НГКМ и Заполярного НГКМ (ЯНАО, РФ). На Харвутинской площади Ямбургского НГКМ ИУС ОПС реализована на базе программных и аппаратных средств иностранного производства.

Прикладная часть АСОКТС Г и ГС реализована на производственном портале ИУС ДУ и решает следующие задачи:

– вычисление и хранение среднечасовых, среднесуточных и среднемесячных параметров для расчета давления в забое скважин;

– хранение и обновление нормативно-справочной информации (параметров скважин: глубина, диаметр колонны, конструкция и т. д.), полученной от Управления геологической разведки и лицензирования месторождений;

– расчет давления на забое скважины по заданному алгоритму;

– построение трендов, отображающих динамику изменения давления на забое скважины для различных периодов времени  (в течение года, месяца или суток);

– оперативный контроль и диагностика технического состояния газовых и газоконденсатных скважин по результатам анализа трендов и другие сопутствующие задачи.

На рис. 3 приведена основная мнемосхема АСОКТС Г и ГС, отражаемая при запуске демонстрационной версии системы на производственном портале ИУС ДУ,  в которой произвольно заданы названия скважин и объектов. При запуске система получает список доступных для расчетов скважин и помечает их зеленым индикатором.

При выборе скважины открывается форма детального отображения информации по скважине (рис. 4). Представленная страница условно разделена на две части: сверху слева указаны характеристики выбранной скважины, справа – тренды. Над трендами располагаются инструменты управления: календарь для выбора даты; кнопка «Среднечасовой», которая позволяет переключать тренды на среднечасовой режим за выбранные сутки; кнопка «Среднесуточный», позволяющая переключать тренды на среднесуточный режим за выбранный месяц; кнопка «Среднегодовой», дающая возможность переключать тренды на среднемесячный режим за выбранный год; ползунок, позволяющий произвести быстрый выбор года для построения среднемесячного графика.

При нажатии кнопки «Среднесуточный» тренды на экране будут перестроены под отображение среднесуточного давления за соответствующий период  (рис. 5). При нажатии кнопки «Среднемесячный» и «Среднегодовой» тренды будут перестроены под отображение среднемесячного давления за текущий год, если не была изменена дата в календаре, представленном на рис. 4.

Кроме перехода на интересующую дату с помощью календаря предусмотрен вариант перехода по нажатию на конкретный узел тренда. Например, при построении среднемесячных трендов за 2016 г. пользователя заинтересовал июнь: при нажатии на точку графика, соответствующую этому месяцу, графики будут перестроены в среднесуточный режим за июнь. Рассматривая данные тренды, пользователь может заинтересоваться, например, динамикой изменения давлений за 21 июня. Он нажимает узел за  21 июня – и тренды перестраиваются в режим среднечасового давления.

Система устроена так, что при выборе другой скважины тренды будут построены в том режиме, который был активен последним.

ВЫВОДЫ

Благодаря созданию и внедрению АСОКТС Г и ГС появляется возможность оперативно контролировать состояние разработки месторождения и состояние эксплуатационных скважин в реальном масштабе времени и принимать оперативные управляющие решения по его оптимальной эксплуатации, обеспечивая максимально высокий коэффициент извлечения газа и газового конденсата месторождения.

Учитывая положительный результат эксплуатации автоматизированной системы управления технологическими процессами, рекомендовано внедрить ее и на других газопромысловых объектах ООО «Газпром добыча Ямбург». 

В 2018 г. исполняется 55 лет со дня начала разработки в Нидерландах самого крупного в странах Западной Европы, уникального месторождения газа Гронинген. За эти годы на нем добыто около 2,3 трлн м³ газа. Возникшие негативные геоэкологические процессы (землетрясения и просадка поверхности земли) принесли в северную часть Нидерландов значительные угрозы жизнедеятельности человека.

В настоящей работе мы анализируем положительные и отрицательные стороны освоения гигантских ресурсов газа месторождения Гронинген в целях накопления опыта, использование которого в отечественной практике позволит минимизировать риск возникновения негативных последствий нефтегазодобычи. Работа является логическим продолжением ранее начатых исследований авторов [1–4].

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ ОТРАСЛЬ НИДЕРЛАНДОВ

Систематические нефтегазопоисковые работы в Нидерландах начались в 1930-х гг. [5–6]. 29 мая 1959 г. в северной части страны началось бурение 99-й по общему счету поисковой скважины Слохтерен-1 с забоем 2707 м, завершившееся открытием 22 июля месторождения Гронинген (рис. 1).

Гигантские размеры месторождения были подтверждены второй скважиной – Слохтерен-2 (забой 2843 м), пробуренной в 1960 г.  в 30 км юго-восточнее первой [7]. Представление о перспективах Центральноевропейского нефтегазоносного бассейна, включая акваторию Северного моря, кардинально изменилось. Поисковые исследования резко активизировались, с тех пор в стране открыто более 470 месторождений газа, при этом его добыча была начата примерно на 250 месторождениях (60 % на шельфе) [8]. Газовые месторождения сосредоточены в основном в северо-восточной части Нидерландов.

Основным производителем голландского газа (около 80 %) является компания Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), созданная паритетным альянсом Royal Dutch Shell и ExxonMobil.  В 1963 г. была основана газотранспортная компания Gasunie с государственным участием в  50 %, в которой компании Shell и Esso (ныне ExxonMobil) получили по 25 %. В 2005 г. из компании Gasunie выделились два отдельных предприятия для транспортировки газа: Gas Transport Services (GTS), 100 % акций которого –  у государства, и для обеспечения торговых экспортно-импортных операций: Gasunie Trade & Supply B.V. (GasTerra B.V. – с 2006 г.).  В 2011 г. в самом большом европейском порту Роттердам начал функционировать регазификационный терминал сжиженного природного газа GATE мощностью до 12–16 млрд м³.

В настоящее время протяженность газопроводов в Нидерландах превышает 12 тыс. км, оператором выступает GTS. Страна является важнейшим европейским газовым хабом. Наибольшую длину имеют экспортные газопроводы в Италию (500 км), Францию (284 км) и Великобританию  (235 км), а наименьшую – в Германию до Кельна (152 км). По объемам добычи газа в Европе длительное время Нидерланды занимали первое место (1970–1994 гг.), а затем второе (в 1995–2001 гг. – после Великобритании, в 2009–2015 гг. – после Норвегии), но добывали очень мало жидких углеводородов: пик добычи нефти (6,6 млн т) пришелся на 1994 г., а в 2015 г. из недр было извлечено всего 1,4 млн т нефти – около 3 % от общей добычи углеводородов в нефтяном эквиваленте [9].

Сравнивая данные разных стран об объемах добычи газа, необходимо учитывать местные традиции, подразумевающие различные единицы мер объемов (м³ и футы), а также условий замеров (давление и температура). В отчетах Управления по энергетической информации США и компании ВР приняты м³ (стандартный м³, или standard m³), расчеты делаются при 15 °С [9], а в России стандартными являются данные, приведенные к 20 °С. В Нидерландах традиционно принята статистическая отчетность об объемах добываемого газа в Нм³ (нормальный м³,  или normal m³), замеряемых  при 0 °С. Пересчет нидерландских Нм³ в мировой стандарт м³ делается с коэффициентом 1,05. Нередко в публикуемой информации не приводится ссылка на принятые стандарты, что порождает разночтения и различия в результирующих данных. В частности, такие разночтения существуют между данными нидерландского Центрального статистического бюро CBS и совместными данными Геологической службы Нидерландов GDN и Нидерландской организацией прикладных научных исследований TNO. Несмотря на то что коэффициент корреляции КК национальных объемов газодобычи, указываемых в иностранных источниках, равен 0,9979, различия в отдельных значениях достигают 11,27 %, а в среднем за 55 лет с начала разработки месторождения Гронинген – 4,2 %. В настоящей работе данные приведены в м³.

В Нидерландах, как и в России, принята система отчетности об объемах валовой добычи газа на скважине (Gross Withdrawals). За счет этого существуют значительные расхождения в официальных статистических данных этих стран и отчетности компании ВР, дающей сводные данные об объемах рыночного «сухого газа» (dry gas) по разным странам. Данные ВР [9] по России примерно на 9,5 % ниже, чем рапортуемые Центральным диспетчерским управлением топливно-энергетического комплекса РФ, а по Нидерландам они ниже данных NAM на 11,4–21,3 % (рис. 2). При этом КК соответствующих массивов данных составляют 99,9 и 98,7 %. По нашим представлениям, значительные различия обусловлены коррекцией ВР национальных статистических данных: для России – из-за потерь около 9,5 % на транспортировку газа, а для Нидерландов – в основном за счет высокого содержания в добываемом газе углекислого газа (до 1 %)  и азота (около 14 %). В связи с этим голландский газ является низкокалорийным и имеет категорию L-gas (low-calorific gas). Этим он отличается от российских и норвежских высококалорийных типов газа – H-gas (high-calorific gas), поставляемых на международный рынок.

На рис. 3 приведены основные характеристики газовой отрасли Нидерландов, включая объемы добычи и распределения газа (L-gas) в пересчете в м³.  В 1976 и 1977 гг. в Нидерландах достигнуты максимальные объемы добычи газа (L-gas) 101,4 и 101 млрд м³ (пересчет данных [9]), при этом вклад Гронингена – 92,56 млрд м³, а его доля –  91,3 %. По данному показателю в эти годы страна производила 6,7 и 6,4 % мирового объема  (1230 и 1281 млрд м³) и занимала третье место в мире после США (44–42,4 %) и России (23,6–24,4 %).  С 2013 по 2017 г. объемы голландской газодобычи (L-gas) сократились почти в два раза –  с 84,4 до 44,2 млрд м³, что обусловлено целенаправленным уменьшением добычи на Гронингене, вызванным необходимостью снижения локальной индуцированной сейсмической активности. За счет этого всего за семь лет Нидерланды переместились в рейтинге лидеров газодобычи (H-gas) с 12-го места в 2010 г. на 21-е место в 2016 г. [9].

По состоянию на начало 2016 г. остаточные извлекаемые запасы газа оценивались в 841 млрд м³,  включая 656 млрд м³ (78 %) – на Гронингене, а на шельфе –  102 млрд м³ (12,1 %) [8]. Накопленная добыча газа до начала 2018 г. достигла 3,675 трлн м³, из которых доля гиганта составляет 62,5 % (2,3 трлн м³).

В период 1990–2010 гг. внутреннее потребление газа в Нидерландах выросло до 45–50 млрд м³, но начиная с 2011 г. происходило падение примерно до 40 млрд м³ в 2017 г. Около 98 % домов газифицировано [8]. Сохраняя собственные запасы, страна закупает газ в России и Норвегии для перепродажи по сетям магистральных трубопроводов в другие государства. Начиная с 2012 г. объемы импорта газа резко возрастали (см. рис. 3). Более полувека до 2015 г. Нидерланды были нетто-экспортером (около 50 % добычи). В 2015 г. было экспортировано 50,9 млрд м³,  а импортировано – 38 млрд м³.  В последние три года разница между экспортом и импортом устремилась к нулю в 2017 г. (см. рис. 3). В 2015 г. газ поставлялся в основном в Германию (61,7 %), а также в Бельгию (13,4 %), Францию (9,6 %), Италию (9,1 %) и Великобританию (6,2 %) [9].

Ресурсный потенциал недр Нидерландов еще не исчерпан, особенно на шельфе. В сентяб- ре 2017 г. при бурении морской скважины на глубине воды 28 м с самоподъемной буровой установки Paragon Offshore Prospector-1 компания Hansa открыла газовое месторождение Руби c предварительной оценкой запасов от  6 млрд до 60 млрд м³.

Нидерланды являются европейским лидером по прогрессивному освоению нетрадиционных ресурсов газа, содержащегося в кайнозойских и четвертичных слабоконсолидированных отложениях в верхней части разреза (ВЧР, глубины до 300–800 м).  В голландском секторе Северного моря в результате анализа данных сейсморазведки выявлено более 150 залежей, которые часто называют газовыми карманами (gas pockets). Они нередко создают большие проблемы при бурении глубоких поисковых скважин [3].  В 2007–2011 гг. в северной части сектора началась газодобыча на первых трех месторождениях в ВЧР и подготовлены к разработке еще пять [10]. В период 2007–2014 гг.  из залежей в ВЧР извлечено более 8 млрд м³ газа. Кроме того, Нидерланды являются одним из европейских лидеров в области развития «зеленой» энергетики.

ПАО «Газпром» открыло в Амстердаме штаб-квартиру дочернего предприятия для реализации зарубежных проектов Gazprom EP International B.V. По данным ПАО «Газпром», в 2017 г.  поставки газа в Нидерланды составили 4,6 млрд м³ (на 4,5 % больше, чем в рекордном 2007 г., и на 9,7 % больше, чем в 2016 г.), а суммарные объемы поставок газа в дальнее зарубежье установили новый рекорд – 193,9 млрд м³, что на 8,1 % выше предыдущего рекорда 2016 г. (179,3 млрд м³).

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГРОНИНГЕН

Месторождение Гронинген приурочено к крупному антиклинальному поднятию с размерами  29 × 48 км и амплитудой по замкнутой изогипсе в кровле продуктивных отложений около 150 м (рис. 4). Структура разбита многочисленными разломами преимущественно северо-западной ориентации, при этом отдельные участки месторождения тектонически экранированы. По нашим расчетам, площадь газоносности составляет около 995 км2 (2,4 % от площади страны). Начальные извлекаемые запасы газа месторождения, по разным данным, включая NAM, составляют 2,8– 2,9 трлн м³, что ставит его в первые 15 крупнейших газовых месторождений мира. По состоянию на 1959 г. оно было самым крупным в мире и уступило пальму первенства лишь в 1965 г., когда было открыто Заполярное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) РФ. При этом месторождение Гронинген было и остается самым большим на суше и в акваториях стран Западной Европы, но уступает Штокмановскому газоконденсатному месторождению в Баренцевом море, РФ, с геологическими запасами около 4 трлн м³.

Мощность резервуара меняется от 100 м на юго-востоке до 200–300 м на северо-западе, пористость – в диапазоне 15–20 %, а проницаемость составляет около 0,1–3 мкм2. Начальные пластовые давления (34,3 МПа) превышали гидростатические на 15–32 %. Пластовые температуры в пределах резервуара изменяются в широком диапазоне: от 80 °С  в южной части до 120 °С – в северной (градиент 2,7–4,0 °С на 100 м),  при этом средняя температура равна 102 °С [11]. Залежь газа расположена на глубине 2700–3016 м от уровня моря в практически не сцементированных песчаниках и конгломератах нижнепермского возраста формации слохтерен группы ротлигенд. При этом газ происходит из залегающих глубже угольной и сланцевой толщ карбона формации вестфален и, вероятно, в значительной степени мигрировал с запада из акватории Северного моря [7]. Газоводяной контакт расположен на глубинах от –2971 м в северо-восточной части до –3016 м в юго-западной. Дебиты газа достигают  0,5–1,3 млн м³/сут. Газ содержит 81–83 % метана, до 3 % этана и пропана, около 1 % углекислого газа и 14 % азота. Покрышкой служат глинистые тенбурские слои  и верхнепермская соленосная толща цехштейнского яруса (соответствует уфимскому и казанскому ярусам). Ее мощность в пределах месторождения меняется от 150 до 1000 м, а на шельфе в куполах достигает 2500 м, пронизывая мезокайнозойские отложения до олигоцена включительно.

Месторождение Гронинген разрабатывается с декабря 1963 г.  Добыча газа организована на  52 кластерах (кустах), на 36 из которых пробурено более одной скважины (максимально до 13). На нем обустроены управляемые дистанционно 29 кустов с примерно 300 скважинами (8–12 скважин в одном кусте). В 2016 г. действовало 22 куста с 258 скважинами. Имеются 28 наблюдательных скважин и ряд нагнетательных скважин – для закачивания попутно добываемой воды в пласты-резервуары. На рис. 5 приведен космоснимок Ландсат-Коперникуса – типичного автоматизированного (безлюдного) куста с 13 скважинами, расположенного вблизи пос. Лагеланд. На данном участке произошло четыре землетрясения магнитудой  0,8–1,6, проекции эпицентров которых на поверхность земли показаны на рис. 5 красными точками.

Более 40 лет добыча на месторождении Гронинген балансировала сезонные изменения газопотребления в Нидерландах и значительной части Европы в летнее и зимнее время. Для оптимизации добычи газ в летнее время дополнительно стал закачиваться в два подземных хранилища газа (ПХГ), обустроенные NAM в резервуарах бывших месторождений газа Норг и Грийпскерк (рис. 6). Общий объем ПХГ достигает 15 млрд м³ [8].  В 1976 г. на Гронинген был достигнут максимум добычи – почти  88 млрд м³. В 2013 г. добыча газа составила 56,8 млрд м³ – примерно на 10 % выше, чем в предыдущие годы, из-за продолжительной холодной зимы (см. рис. 3).

По данным Геологической службы Нидерландов GDN, пластовое давление в резервуаре месторождения Гронинген снизилось с первоначальных 34,6 до 9,5 МПа в 2016 г. [12], вместе с тем добычу газа планируется продолжить до 2080 г.

Добыча газа на месторождениях Нидерландов (особенно на Гронингене) внесла значительный вклад в улучшение экологической обстановки в Европе за счет снижения потребления угля. В то же время в результате их освоения возникли значительные геоэкологические проблемы.

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ПОИСКОВЫХ РАБОТ И ГАЗОДОБЫЧИ

1 декабря 1965 г. при бурении разведочной скважины Слеен-2 (плановый забой 4000 м) в с. Хаантье, расположенном к югу от месторождения Гронинген, произошла катастрофа с выбросом газоводогрязевой смеси [5]. Образовался кратер диаметром и глубиной около 50 м с мощным фонтаном, вокруг которого действовали десятки грифонов. Вскоре диаметр кратера увеличился до 100 м, а на расстоянии до 400 м на поверхности земли появились большие трещины. Фонтанирование остановили 19 февраля 1966 г. закачиванием бурового раствора через специально пробуренную наклонную скважину Слеен-3, однако грифонообразование продолжалось еще несколько месяцев. В дальнейшей истории нефтегазовой отрасли Нидерландов подобных катастрофических выбросов не было.

При добыче углеводородов на всех месторождениях происходят снижение пластового давления и уплотнение пород резервуара, формирующие зоны пониженного давления в покрывающей толще и приводящие к проседанию всей вышележащей толщи пород. В зависимости от конкретного строения разреза годовые проседания могут измеряться в очень широком диапазоне – от первых мм до нескольких десятков см в год. На ряде месторождений накопленные за период добычи углеводородов проседания достигли нескольких м, при этом рекордными являются Уилмингтон в Калифорнии (до 9 м), Валхалл (более 6,5 м) и Экофиск (более 10 м) на шельфе Северного моря [2, 3]. Для поддержания пластовых давлений на нефтяных месторождениях производится газо- и водонагнетание в эксплуатируемый резервуар, что снижает уровень проседаний и риск наступления крупных сейсмических событий, тогда как на газовых месторождениях этого не делается, за счет чего риск наступления негативных событий увеличивается.

На месторождении Гронинген за 55 лет интенсивной газодобычи пластовые давления снизились в 3,7 раза, но, несмотря на значительную сейсмическую разгрузку на всей его площади, максимальные накопленные проседания в центральной части месторождения достигли всего около 30 см (см. рис. 6) [13]. Объяснить такие низкие значения проседаний можно тем, что непосредственно над резервуаром расположена мощная толща эвапоритовых отложений. На больших глубинах под действием высоких давлений и температур соль пластична и способна перетекать в зоны пониженного давления [14]. За счет этого она может играть роль демпфера – тормозить процессы проседания поверхности земли и распространения субвертикальных разломов и трещин. При этом в самом резервуаре, особенно в зонах многочисленных разломов, происходят существенные деформации и сейсмические события. Подобную роль демпфера, вероятно, играют и многолетнемерзлые породы в арктической части России, где проседания поверхности земли при разработке гигантских месторождений в основном не превышают 1 см/год [3].

Первое официально зарегистрированное землетрясение на Гронингене произошло в 1986 г., а компания NAM признала этот факт только в конце 1988 г. Для регистрации землетрясений в 1995 г. на месторождении установлена региональная сеть – около 90 сейсмостанций (см. рис. 6). 19 февраля 1997 г. и 8 августа 2006 г. произошли землетрясения с магнитудами 3,4 и 3,5 по шкале Рихтера. 16 августа 2012 г. новое землетрясение с магнитудой 3,6 стало самым сильным за всю историю наблюдений, причем его не смогли спрогнозировать эксперты NAM (рис. 7). Все сейсмические события имели эпицентр на глубине резервуара – около  3 км. Отметим, что при фиксированной магнитуде разрушительные последствия неглубоких землетрясений сильнее, чем глубоких. Землетрясение 2012 г. вызвало значительные повреждения кирпичных зданий, построенных без учета возможной сейсмической активности, люди ощущали вибрацию на удалениях до  15–20 км от эпицентра, а в радиусе до 5–8 км в домах возникли трещины, были разрушены дымовые трубы, мебель внутри многих зданий сдвинулась с места [15].  В Нидерландах растет протестное движение, требующее, в том числе в судебном порядке, остановить добычу газа.

Для территории месторождения Гронинген было проведено математическое моделирование, показавшее возможность возникновения до 2023 г. землетрясений магнитудой 3,9 (вероятность  50 %), 4,8 (10 %) и 5,3 (2 %) [16].  В работе [15] сделан вывод о малой вероятности возникновения землетрясения магнитудой свыше 5. По признанию компании NAM, с учетом землетрясения магнитудой 4,4–4,5, произошедшего в 2004 г. при добыче газа из резервуара ротлигенд на немецком месторождении Ротенбург, можно ожидать более сильных сейсмических событий на Гронингене, чем наблюдались ранее [15, 16].

Вероятность возникновения более сильных землетрясений можно подтвердить многими другими примерами. В частности, 7 мая 2001 г. на месторождении Экофиск возникло индуцированное землетрясение магнитудой 4,1–4,4 [2, 3, 15]. Оно вызвало сильные сотрясения платформ, было зарегистрировано более чем 150 сейсмологическими станциями мира на удалении до 2500 км. Во Франции при разработке газового месторождения Лак c 1967 по 1987 г. произошло свыше тысячи землетрясений с магнитудой более 1,5, из которых 44 имели магнитуду более 3,  а 4 – достигли магнитуды 4,0–4,2 [15, 17, 18]. В Узбекистане на крупном месторождении Газли (запасы газа – 470 млрд м³, разрабатывается с 1961 г.) 8 апреля и  17 мая 1976 г., а также 20 марта 1984 г. произошли три землетрясения с магнитудами 7,0–7,3, полностью разрушившие г. Газли [17].

Постоянные землетрясения, проседания поверхности земли и многочисленные повреждения домов вызвали недовольство и протестные действия местного населения, обострившиеся в  2013 г. В зоне землетрясений расположено около 60 тыс. домов. По состоянию на 2013 г. поступило около 6 тыс. претензий о повреждениях домов (преимущественно трещины в стенах). В 2014 г. компания NAM и правительство выделили 1,2 млрд евро компенсаций жителям г. Гронинген. В 2017 г., наблюдая разрушения зданий и ощущая угрозу жизни, жители потребовали возбуждения уголовного дела против NAM.

По данным Метеорологического института Королевства Нидерландов KNMI, по состоянию на  1 января 2018 г. на территории Нидерландов зарегистрировано 1465 землетрясений, из которых 1196 приурочены к территории разработки Гронинген. Кроме того, значительное количество землетрясений происходит на ряде других месторождений страны – Аннервеен, Элевелд, Росвинкел и Мидларен. Землетрясения нанесли повреждения 85 565 зданиям, при этом собрано 209 993 подписей под петициями против добычи газа на месторождении Гронинген. Наибольшая часть землетрясений (91,6 %) имела магнитуду до 2. Около 7,4 % были с магнитудой от 2 до 3 и лишь 1 % – свыше 3.

В январе 2014 г. для снижения сейсмической активности был принят план уменьшения добычи газа на Гронингене до 42,5 млрд м³  в 2014 и 2015 гг. и до 40 млрд м³  в 2016 г. По дополнительным распоряжениям по факту в 2015 г. добычу снизили до 29,6 млрд м³, а в 2016 г. – до 29,1 млрд м³. В апреле 2017 г., наблюдая рост сейсмоактивности, правительство решило дополнительно снизить объем газодобычи до 21,6 млрд м³ в 2017 и 2018 гг. [8]. Тем не менее, по оценке NAM, добыча в 2017 г. составила около 24,9 млрд м³.

В 2014 г. количество землетрясений на месторождении Гронинген снизилось до 80 – на 40,1 % по сравнению с рекордным 2013 г.  (см. рис. 7). Но, несмотря на более чем двойное снижение объемов добычи газа в период 2013– 2017 гг., в 2015–2017 гг. наблюдался постепенный рост сейсмической активности с 80 землетрясений в 2014 г. до 116 в 2016 г. и 125 в 2017 г. (см. рис. 7). На основе нарушения в 2015–2017 гг. прямых связей объемов добычи и количества землетрясений создается впечатление о прохождении «точки невозврата», за которой могут последовать особенно сильные землетрясения.

В первые восемь дней января 2018 г. на месторождении Гронинген произошло несколько землетрясений, включая одно сильное с магнитудой более 3,4. На шахтах Нидерландов SodM 1 февраля  Госнадзор потребовал немедленно остановить газодобычу на пяти кластерах Гронингена и сократить ее в ближайшее время до 12 млрд м³, с дальнейшей полной остановкой [19]. В ближайшие годы правительство Нидерландов вряд ли решится пойти навстречу требованиям SodM и населения и полностью остановить газодобычу на месторождении Гронинген из-за ее важной составляющей в доходе бюджета страны.

СПЕЦИФИКА СЕЙСМИЧЕСКИХ СОБЫТИЙ В ДРУГИХ РЕГИОНАХ

В 2013 г. мы прогнозировали возможность возникновения наведенной сейсмичности в районах интенсивной добычи сланцевых газа и нефти в США, подразумевающей проведение гидроразрывов и закачивания химических растворов с проппантами [1].  В 2014 г. от Геологической службы США поступила информация о возникновении многочисленных землетрясений в ранее асейсмичной зоне штата Оклахома. Если до  2014 г. здесь регистрировалось около 4 землетрясений с магнитудой свыше 2,5 за 5 лет (1,25  в год), то в период с июня 2014 г.  по февраль 2016 г. – более 800  (в среднем 480 в год), в том числе с магнитудой 5,1 – 13 февраля, что больше, чем в самых сейсмоактивных регионах США [20]. 3 сентября  2016 г. здесь произошло самое сильное за всю историю наблюдений землетрясение с магнитудой 5,8, повредившее ряд зданий.

Отсутствие специальных сейсмических наблюдений на отечественных месторождениях длительное время может создавать видимость асейсмичности процесса нефтегазодобычи, так как большинство землетрясений имеют незначительную магнитуду (обычно до 2), которая практически не ощутима для населения, особенно в Арктике с низкой плотностью населения. Но нет никаких гарантий, что сейсмические события не приобретут большую силу, особенно при наличии разломной тектоники. Наведенная сейсмичность привела к катастрофическим последствиям в Газли и Нефтегорске, неоднократно проявлялась на Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии и Кравцовском нефтяном месторождении на Калининградском шельфе Балтийского моря.

В конструкции морских неф- тегазодобывающих платформ на северо-восточном шельфе Сахалина на месторождениях Одопту-море, Чайво, Пильтун- Астохское, Аркутун-Дагинское и др. учтена высокая природная сейсмическая активность, характерная для данного региона из-за близости зоны субдукции [21]. Не вызывает сомнений, что индуцированные сейсмические события разной магнитуды происходят практически на всех месторождениях в различных регионах, в том числе асейсмичных. Возможно, они являются одной из причин нередко происходящих повреждений стволов скважин и инфраструктуры. Однако в России нет практики сейсмического мониторинга самого процесса разработки месторождений.  В связи с этим представляется крайне важным организовать такие работы на всех шельфовых месторождениях, а также на наиболее крупных и стратегически значимых месторождениях суши. Для этого недостаточно одиночных сейсмических станций Единой геофизической службы РАН (ЕГС РАН). На крупных месторождениях в пределах контура нефтегазоносности необходима установка ряда сейсмоприемников, увязанных в единую сеть, подобную применяемой на месторождении Гронинген.

В 2017 г. по нашим рекомендациям и при личном участии одного из авторов на п-ове Ямал в районах Южно-Тамбейского (пос. Сабетта), Бованенковского и Харасавэйского месторождений были установлены первые три сейсмостанции ЯНАО, передающие информацию в реальном времени через спутники в ЕГС РАН. Есть надежда, что они помогут регистрировать землетрясения при мощных выбросах газа на Ямале. Впрочем, для регистрации микросейсмической активности в пределах месторождений этого недостаточно.

ВЫВОДЫ

С учетом гигантских размеров месторождения Гронинген можно быть уверенными, что даже остановка газодобычи не приведет к прекращению сейсмических событий. За долгие годы его эксплуатации в резервуаре газа произошли значительные уплотнения, а в покрывающей толще накоплены большие деформационные напряжения, индуцирующие сейсмические разрядки. Весьма вероятно возникновение новых сильных землетрясений в ближайшие годы.

Падение газодобычи в Европе  в последние годы, обусловленное в основном снижением добычи в Нидерландах на месторождении Гронинген, создает благоприятные условия для увеличения экспорта российского газа. При этом особую значимость приобретает потенциал новых газопроводов «Северный поток – 2» и «Турецкий поток».

Большой интерес представляет передовой опыт Нидерландов в поиске и освоении небольших нетрадиционных месторождений газа в слабоконсолидированных отложениях ВЧР, часто представляющих проблемы при бурении глубоких поисковых скважин (газовые карманы). Судя по исследованиям, проведенным нами на материалах сейсморазведки методом общей глубинной точки в Охотском море и акваториях Арк- тики, таких залежей газа в России многие тысячи, особенно на севере страны, где региональным флюидоупором являются многолетнемерзлые породы [3, 4]. Добыча газа из них не требует затрат больших средств и может представлять значительный интерес, по крайней мере для обеспечения локальных и региональных нужд, особенно в труднодоступных арк- тических регионах [4].

Вопросам геоэкологической безопасности газодобычи на российских и зарубежных месторождениях, включая регистрацию индуцированной сейсмичности и анализ локальных и региональных геодинамических процессов, необходимо уделять особое внимание. Возможные негативные процессы на промыслах не только способны нанести крупный урон региональной экосистеме, но и влекут за собой большие репутационные и экономические риски для нефтегазодобывающих компаний и государств.

Владимир Дмитрук, генеральный директор ОАО «Севернефтегазпром»

У истоков газовой реки

История «Севернефтегазпрома» ведет свой отсчет с 9 января 1998 г. Перед предприятием была поставлена нелегкая задача: добывать газ, газовый конденсат и нефть в сложнейших условиях Крайнего Севера на Южно-Русском месторождении, открытом на Ямале еще в эпоху большого газа. 17 ноября 1969 года там заложили поисковую скважину № 6. При испытании скважины первопроходцы получили фонтанирующий приток свободного газа дебитом свыше  278 тыс. м3/сут. Начало второго этапа поисково-разведочного бурения залежей Южно-Русского месторождения пришлось на  1990 г. В 1993–1994 гг. провели оперативную оценку и подтвердили эффективность запасов газа и нефти.

Работы по обустройству Южно-Русского месторождения начались в январе 2006 г. На просторах ямальской тундры предстояло построить мощный газодобывающий комплекс. Суровый северный климат, отсутствие дорог, удаленность газоносных залежей от населенных пунктов добавляли сложностей. Параллельно велась работа по подбору квалифицированного персонала: специалистам предстояло в кратчайшие сроки запустить месторождение, чтобы начать отправлять миллионы кубометров «голубого топлива» ямальских недр по газопроводам.

По воспоминаниям ветеранов предприятия, строительная площадка напоминала гигантский муравейник: здесь одновременно трудились специалисты Общества и представители многочисленных подрядных организаций. В то время на предприятии подобралась профессиональная команда, руководил которой генеральный директор Эдуард Худайнатов. Люди работали с полной отдачей, все определяли два фактора – качество и сроки. Были построены и введены в эксплуатацию установка комплексной подготовки газа, газопровод товарного газа, электростанция собственных нужд, пожарное депо и другие объекты эксплуатации. При обустройстве газового промысла использовали передовые высокотехнологичные решения. Например, производственная площадка юга месторождения на тот момент стала первым автоматизированным площадным объектом в отечественной нефтегазовой отрасли, работающим по безлюдной технологии.

В 2007 г. компания успешно осуществила врезку в Единую систему газоснабжения ОАО «Газпром» и Южно-Русское месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. Спустя два года, с опережением утвержденных сроков, проектная мощность месторождения доведена до объемов 25 млрд м3/год. Уже в 2012 г. состоялась торжественная церемония ввода в эксплуатацию первой экспериментальной скважины туронской газовой залежи в мировой практике. Накопленный ПАО «Газпром» опыт по освоению месторождений в условиях многолетней мерзлоты дополнился в ОАО «Севернефтегазпром» зарубежным опытом, техническими разработками и инновациями.

Впереди – новые горизонты

В последующие годы предприятие реализовало этап опытно-промышленных работ по  освоению запасов газа из туронских отложений. Полученные положительные результаты открыли новую эпоху в газовой отрасли. За этим успехом стоит профессиональная работа всего коллектива ОАО «Севернефтегазпром», возглавляемого генеральным директором Владимиром  Дмитруком. Компания сохраняет высокие темпы выполнения производственных программ, укрепляет ресурсную базу, наращивает производственные мощности. На начало 2018 г. достигнут объем добычи природного газа  240 млрд м3.

На сегодняшний день на Южно-Русском месторождении  в эксплуатацию введен ряд важных производственных и социально-бытовых объектов, что позволяет компании не только сохранить, но и повысить эффективность производства. В ближайших планах – приступить к бурению  в 2018 г. эксплуатационных скважин для промышленной эксплуатации туронской газовой залежи, ввод в эксплуатацию в 2020 г. на месторождении второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью  16 МВт. Это позволит предприятию поддерживать проектный объем добычи углеводородов.

В перспективе уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие компании и достижение высоких производственных показателей.

Предстоит обустройство и запуск в эксплуатацию 12 скважин туронской залежи, при строительстве двух из них будет применен многостадийный гидроразрыв пласта. Ввести в эксплуатацию скважины должны в 2019 г. Затем планомерно будут строиться новые, общее количество туронских скважин достигнет 138. Это планы вплоть до 2034 г. включительно. В долгосрочной перспективе  «Севернефтегазпром» приступит к опытно-промышленной эксплуатации скважин нижнего мела  и в последующем – юры. Так что компания обосновалась на Ямале всерьез и надолго.

Главное богатство – люди

Физкультура и спорт помогают работникам ОАО «Севернефтегазпром» сохранить здоровье  и позитивный настрой в суровых климатических условиях.

В оздоровительном блоке и спортивном зале обустроен 25-метровый плавательный бассейн на четыре дорожки, зал с современными тренажерами, душевые, сауны, соляная комната, массажный кабинет, фитнес-зал, бильярдная, залы для занятий настольным теннисом, для игры в дартс, интерактивный тир. На первом этаже посетителей ждет уютный фитобар с большим телевизором и зоной Wi-Fi, с настольными играми – футболом и аэрохоккеем. В самом спортивном зале проводятся соревнования и тренировки по мини-футболу, волейболу, баскетболу, большому теннису. На балконе второго этажа оборудована зона с девятью кардиотренажерами и двумя телевизорами.

Благодаря руководству ОАО «Севернефтегазпром» и акционерам компании вахтовый поселок газового промысла Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения по праву считается одним из лучших в отрасли.

Работодателем кроме обязательного медицинского страхования предоставляются услуги добровольного медицинского страхования, что делается далеко не на каждом предприятии. Увеличивается и объем услуг санаторно-курортного лечения. На предприятии действует достойная социальная программа.

Сегодня ОАО «Севернефтегазпром» – это сплоченная команда энергичных, творческих и ответственных людей, стремящихся к получению новых знаний и покорению новых вершин. Ежедневно сотни человек объединяют свои усилия и таланты для того, чтобы Общество процветало.

Здесь бережно относятся к земле, которая открывает им свои тайны, к природе сурового северного края, ставшего родным для многих сотен работников предприятия, для тех, чей героический труд и мастерство лежат в основе былых достижений и будущих успехов. А значит, не иссякнут истоки газовых рек, по которым течет «голубое топливо», неся тепло и комфорт во все уголки России и далеко за ее пределы.

ОАО «Севернефтегазпром»

629300, РФ, Ямало-Ненецкий автономный округ,

г. Новый Уренгой, а/я 1130

Тел.: +7 (3494) 248-106

Факс: +7 (3494) 248-116

E-mail: sngp@sngp.com

В состав ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» входят три завода: по выпуску стальных шаровых кранов и дисковых затворов; латунных шаровых кранов для жидких и газообразных сред и завод по выпуску фланцев. Предприятие располагает 14 филиалами с собственными складами и имеет более 140 дилеров по всей России и ближнему зарубежью. Общее количество сотрудников насчитывает более 1200 человек.

Стратегия развития предприятия позволяет не зависеть от внешних имущественных и кредитных обязательств и при этом создавать с нуля новые производства полного цикла. Этот подход стал визитной карточкой предприятия. Завод полностью независим от сторонних поставщиков и самостоятельно обеспечивает полный контроль качества выпускаемой продукции. В конечном счете потребитель получает гарантированную повторяемость продукции, которая выпускается крупной серией. Изделия под маркой LD не отличаются друг от друга на протяжении всего серийного выпуска. В выданном Торгово-промышленной палатой акте исследования состояния производства указано, что краны LD являются полностью российскими.

Предприятия компании LD – на 100 % российские, без иностранных бенефициаров. Используются исключительно отечественные сырье и материалы, нет зависимости от импорта комплектующих, деталей и составных компонентов.

ИНВЕСТИЦИИ В НОВЫЕ ПРОИЗВОДСТВА

Компания LD за прошедшие два года инвестировала значительные собственные средства в создание новых производственных площадок и освоение новой номенклатуры трубопроводной арматуры и деталей трубопровода.

В 2016–2017 гг. Инженерно-технический центр ООО «Челябинск- СпецГражданСтрой» разработал собственный оригинальный конструктив и внедрил в производство новый тип арматуры – дисковый затвор с тройным эксцентриситетом.

В 2016 г. с нуля построен и запущен Челябинский фланцевый завод, выпускающий сегодня более 2 млн стальных фланцев в год.

В 2017 г. построена первая очередь и открыт завод LD Pride по производству латунных шаровых кранов для водо- и газоснабжения, выходящий в этом году на объемы производства 600 тыс. кранов в месяц. В данное время ведется строительство еще трех очередей (цехов) завода.

На шаровые краны LD Pride получен сертификат ГАЗСЕРТ, что подтверждает высокое качество продукции и полное соответствие требованиям, применяемым в сфере распределения и использования газа в РФ.

Уникальность предприятия  LD Pride заключается также в полном цикле производства – от выплавки исходного сырья до готового изделия. Отходы производства, составляющие до 45 % от массы исходного сырья, переплавляются в собственном литейном цеху,  и получается заново исходное сырье: пруток, труба толстостенная и шестигранник. Это позволяет удерживать достаточно низкую стоимость продукции.

Внедрение новых технологий, в том числе автоматизации процессов, позволяет удерживать неизменную стоимость и на основную линейку стальных шаровых кранов.

На заводе отмечают, что для рынка газораспределения флагманом компании будет новая линейка шаровых кранов LD Energy Gas, обладающая целым рядом особенностей. Например, инженерами компании был внедрен новый ограничитель хода – SafeStop. Кроме того, удалось внедрить ряд других решений, уже получивших патенты.

К вопросам защиты интеллектуальной собственности завод относится серьезно. Получены  25 патентов на оригинальные разработки в России и один патент – в Европейском союзе. Получение европейского патента на компактные краны «LD Стриж» стало для ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» событием 2017 г.

Межфланцевый оцинкованный шаровой кран «LD Стриж» разработан инженерами и технологами компании LD в 2014 г. Кран предназначен для использования на объектах водо- и газоснабжения и перекачивания горюче-смазочных материалов, требующих особого внимания к коррозионной стойкости и компактности. Разработка челябинских арматуростроителей быстро получила признание на российском рынке.

По мнению соавтора патента – главного инженера завода  Дмитрия Левина, «европейский патент – это очередное доказательство профессионализма инженерного состава нашего предприятия, а также потенциала в разработке новых решений. Мы с гордостью пишем на наших кранах: «Сделано в России» – и выпускаем стопроцентно российский продукт. «LD Стриж» – пример внешне простой, но эффективной и надежной конструкции компактного шарового крана. На объектах энергетики вокруг крана в оцинкованном и нержавеющем исполнении могут не один раз поменять трубы, а сам кран будет исправно служить намного дольше».

Документ Европейского патентного ведомства дает защиту интеллектуальных прав на изобретение, подтверждает оригинальность конструкции и отсутствие аналогичных шаровых кранов на мировом рынке.

И, как часто в России говорят: «Лучше один раз увидеть, чем сто раз услышать». Ответственно заявляем: готовы любому показать производственную площадку в г. Челябинске и не только продемонстрировать полный цикл российского производства в действии, но и показать уровень развития технологичности предприятия и контроля качества. Основные потребители продукции под маркой LD, дорожащие своей репутацией и способные провести грамотный технологический аудит, давно знают, что завод  ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой» – уникальное предприятие, готовое пройти любую проверку на соответствие развитию технологичности и уровню оснащенности для выпуска продукции с честной и гордой надписью: «Сделано в России». В числе потребителей, проводивших аудит, –  ПАО «СИБУР», Система сертификации ГАЗСЕРТ, ПАО «Фортум», ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга» и многие другие.

LD В ЦИФРАХ – ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

•              В собственности – 42 тыс. м2 земли, из которых 22 тыс. м2 – производственные цеха.

•              Действуют три производственные площадки:

–              ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой»;

–              производство стальных шаровых кранов и поворотно-дисковых затворов LD,  ООО «ЛД Прайд»;

–              производство латунных шаровых кранов, ООО «Челябинский фланцевый завод».

•              В штате – более 1200 сотрудников.

•              Производство полного цикла, оснащенное современным оборудованием, преимущественно с ЧПУ. Ведется освоение новых технологий: литья, автоматизации процессов.

•              14 филиалов с собственными складами и более 120 дилеров по всей России и ближнему зарубежью.

•              Инженерно-технический центр (НИОКР).

•              Собственная аттестованная лаборатория.

•              25 патентов на изобретения в РФ, 1 патент в ЕС.

НОМЕНКЛАТУРА ПРОДУКЦИИ LD

•              Стальные цельносварные шаровые краны DN 15-800, PN 1,6-4,0 МПа.

•              Стальные цельносварные шаровые краны LD Energy Gas DN 10-800, PN 1,6-4,0 МПа.

–              Надземное исполнение.

–              Подземное исполнение в изоляции ВУС + ПЭ.

–              Управление (электро-, пневмо-, гидропривод).

•              Компактные шаровые краны «LD Стриж» DN 32-100, PN 1,6 МПа.

•              Разборные шаровые краны 11С67П DN 25-200, PN 1,6-4,0 МПа.

•              Латунные шаровые краны DN 15-50, PN 2,5, 4,0 МПа.

•              Антивандальная система «LD Блок».

ООО «ЧелябинскСпецГражданСтрой»

454010, РФ, г. Челябинск, ул. Енисейская, д. 47

Тел.: +7 (351) 730-47-47

Факс: +7 (351) 796-30-85

E-mail: office@chsgs.ru

www.chsgs.ru

На стадии принятия решения о начале испытаний у Департамента ПАО «Газпром», возглавляемого В.В. Черепановым, возникали вполне резонные опасения: способны ли отечественные антипомпажные клапаны (АПК), которые применяются на газотранспортных магистралях, так же успешно работать на дожимных компрессорных станциях (ДКС), отличающихся тяжелыми условиями эксплуатации при наличии в газе капельной жидкости и механических примесей, и в условиях низких температур.

Эксплуатация АПК на компрессорных станциях (КС) магистральных газопроводов и ДКС предприятий добычи газа действительно имеет ряд существенных различий, связанных, во-первых, со степенью сжатия газа. Если на КС газотранспортных магистралей требуется степень сжатия газа, близкая к 1, то на ДКС это значение находится в диапазоне от 2 до 4 ед. с высоким перепадом давления на входе и выходе АПК в зависимости от условий эксплуатации. Во-вторых, рабочая температура газа на ДКС может достигать 150 °C, что повышает требования к выбору материалов, особенно уплотнений. И наконец, в-третьих, еще один важный аспект антипомпажного регулирования на ДКС заключается в поддержании запаса по помпажу путем изменения степени открытия АПК с дискретностью  0,5–1,0 %, что требует высокой чувствительности системы управления и плавности хода АПК.

Обязательное выполнение  ООО «Некст Трейд» всех перечисленных условий детально обсуждалось с первым заместителем начальника Департамента 307  А.Г. Филипповым и заместителем начальника Управления  В.Ю. Артеменковым.

Площадкой для проведения опытно-промышленной эксплуатации АПК производства  ООО «Некст Трейд» Департамент 307 определил ООО «Газпром добыча Надым». Руководство  ООО «Газпром добыча Надым» активно включилось в реализацию данного проекта. От руководителей ООО «Газпром добыча Надым» – заместителя генерального директора по перспективному развитию Д.В. Стратова и начальника ПО по ЭДКС и СОГ  Б.Г. Кувытченко – мы получили ряд важных замечаний по возможным проблемам в процессе эксплуатации клапана и совместно проработали технические решения по их недопущению.

Выражаем благодарность за организацию работ и проведение испытаний сотрудникам и руководителям всех подразделений ГП «Юбилейное», начальнику ПО по ЭДКС и СОГ ННГДУ Б.Ю. Ковгану и главному прибористу – начальнику отдела АТиМ  А.В. Сосыкину. Благодаря их помощи мы за три дня подготовили клапан и провели все необходимые испытания.  

УСПЕШНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТА

Из четырех российских компаний – производителей АПК, которые были определены  ПАО «Газпром» для проведения испытаний, ООО «Некст Трейд» приступило к работам последним. Несмотря на это нам удалось первыми пройти приемочные испытания без доработки АПК. Во многом этот результат был достигнут благодаря активному научному и практическому взаимодействию с Департаментом 307 и с ООО «Газпром добыча Надым». В процессе совместной работы были внесены изменения в уже готовую конструкцию клапана. Доработки коснулись шкафа управления, были изменены материалы уплотнений. Правильность этих решений подтвердилась в ходе заводских испытаний в присутствии представителей ООО «Газпром добыча Надым».

12 марта 2018 г. специалисты ООО «Некст Трейд» приступили к монтажу АПК и приемочным испытаниям на ГП «Юбилейное»  ООО «Газпром добыча Надым».

Март характеризовался высокими пиковыми режимами дожимного комплекса и пониженными температурами окружающего воздуха. Работы по демонтажу АПК Mokveld и монтажу АПК производства ООО «Некст Трейд» пришлось проводить при температуре –30 °С. Осложняющим фактором послужила и необходимость «вклиниваться» в технологический процесс ДКС, поэтому работать приходилось быстро.

В ходе проведения испытания мы увидели плюсы и минусы работы АПК «Нест Трейд» относительно АПК Mokveld. При проведении проверки точности отработки управляющего задания наш АПК показал параметры, представленные в табл. 1.

Максимальная погрешность при ступенчатом изменении задания >5 % в диапазоне от 90 до 100 % между заданным и фактическим положением АПК составила 3,2 %. Для сравнения: область перерегулирования АПК Mokveld указана на рис. 1.

Время перестановки нашего АПК из положения «Открыто» в положение «Закрыто» составило ~2 с (заданное значение  ≤3 с). Время перестановки клапана АПК из положения «Закрыто» в положение «Открыто» составило ~1,5 с (заданное значение ≤2 с).

Вместе с тем при проверке функции автоматического регулирования при работе газоперекачивающего агрегата в режиме «Магистраль» при изменении помпажного запаса и давления на выходе нагнетателя были получены следующие результаты: при уменьшении уставки с  5,74 МПа до 3,10 МПа ограничения по давлению (открытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК: с 84,5 до  77,6 %. При восстановлении уставки 5,74 МПа ограничения по давлению (закрытие АПК) наблюдались ступенчатые изменения положения АПК с 77,8 до 85,8 % (рис. 2); при уменьшении уставки минимального помпажного запаса с 10 до 26 % (открытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК с 84,5 до  77,6 %. При восстановлении уставки минимального помпажного запаса (закрытие АПК) наблюдалось ступенчатое изменение положения АПК с 81,6 до 85,1 % (рис. 3). Все описанные негативные особенности являются следствием отсутствия гибкости в настройках выбранного нами позиционера.  

ПЛАНЫ НА БУДУЩЕЕ

На основе полученных данных в июне 2018 г. ООО «Некст Трейд» планирует провести замену позиционера в ходе планово-предупредительного ремонта ГП «Юбилейная». В новом позиционере будут реализованы все функции и параметры, а также возможность проводить настройки позиционера в соответствии с поставленными алгоритмами работы.

Проведение испытаний на действующем объекте дает много информации для улучшения изделия. Но даже при положительных результатах испытаний последующие улучшения эксплуатационных характеристик, технологий изготовления и конструкции изделия возможны только при его серийном производстве, когда будет накоплен опыт эксплуатации.

На сегодняшний день, основываясь на 19-летнем опыте работы с ООО «Газпром добыча Астрахань» и имея в портфеле разработки изделия, успешно прошедшие испытания на данном промысле, компания «Некст Трейд» готова попробовать свои силы в производстве АПК для условий работы в агрессивных средах с высоким содержанием H₂S и CO₂.

Таблица 1. Параметры работы АПК «Некст Трейд»

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

ОБОРУДОВАНИЕ ШЕЛЬФОВОЙ ДОБЫЧИ

Освоение шельфовых месторождений углеводородов стало одним из приоритетных направлений российского нефтегазового комплекса. Подсчитано [1], что только на арктическом шельфе, значительная часть которого находится в приграничной зоне РФ, залегает до четверти всех мировых запасов нефти и газа. Использование систем подводной добычи (СПД) оказалось наиболее перспективным направлением обустройства шельфовых месторождений, особенно в условиях поверхностного обледенения, появления торосов и повышенных требований к защите окружающей среды от загрязнения. Для успешной реализации шельфовых проектов применение СПД требует обеспечения наивысшей степени надежности и работоспособности оборудования в течение всего срока разработки месторождений.

Выбор материалов при проектировании оборудования СПД является одним из наиболее важных факторов обеспечения надежности. Особенно это касается элементов, находящихся под давлением в непосредственном контакте с добываемой средой и закачиваемыми реагентами. Герметичность и надежность эксплуатации основных узлов СПД зависит от уплотнений, в том числе неметаллических. Такие уплотнения широко применяют в большинстве типов оборудования, начиная от устьевого оборудования, заканчивая системами капитального ремонта скважины и надводного оборудования плавучих установок (рис. 1). Стоимость полимерных уплотнений на несколько порядков ниже издержек, связанных с ремонтом и (или) заменой элементов СПД или даже простоем в добыче при выходе уплотнений из строя. Поэтому к материалам и уплотнениям предъявляют особо строгие требования по испытаниям для обоснования их годности к условиям эксплуатации и сроку службы, который может доходить до 30 лет.

ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА УПЛОТНЕНИЙ СПД

Одним из основополагающих принципов проектирования узлов СПД является правило двух барьеров для оборудования, находящегося под давлением. В целях его выполнения эластомерные уплотнения обычно используют как дублирующие (второй барьер) при использовании уплотнений типа «металл – металл» (первый барьер) в системах соединений внутрипромысловых трубопроводов и гидравлических перемычек, герметизации межтрубного пространства устьевого оборудования и задвижек. В случае неудовлетворительного контакта уплотнения типа «металл – металл» эластомерные кольца могут брать на себя роль основного уплотнения. В оборудовании для капитального ремонта подводных скважин роль неметаллических уплотнений еще более важна. Так, например, сборка секций райзера капитального ремонта происходит на буровой установке в условиях, не подразумевающих абсолютную чистоту и доступные в сборочных цехах возможности монтажа. В таком случае эластомерные уплотнения, как правило, используются как основные и дуб- лирующие.

Применение эластомеров в уплотнительных кольцах обусловлено несколькими преимуществами, недоступными для других классов материалов.  К ним можно отнести гибкость (обеспечивает простоту монтажа), упругость при больших растяжениях и незначительной доле необратимой деформации (восстанавливаемость формы), малое соотношение между модулем сдвига и модулем объемной деформации, меньшую чувствительность к поверхностным дефектам, загрязнению и шероховатости, чем у уплотнений из других материалов [3]. Эластомеры обладают рядом недостатков, связанных в первую очередь с их элементным составом. Поэтому выбор материала для уплотнений, контактирующих с пластовым флюидом и различными реагентами, является нетривиальной задачей. При проектировании и выборе материала уплотнения нужно учитывать: максимальное давление рабочей среды; максимальную температуру эксплуатации; срок службы; состав рабочей среды и закачиваемые химические реагенты; минимальную температуру эксплуатации; возможность декомпрессионного повреждения при добыче или закачке газа; такие факторы, как подвижность соединения под динамическими нагрузками, состояние поверхности, смазка, особенности монтажа, транспортировки и хранения.

ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ

Основное оборудование СПД проектируют для работы под давлением 70 МПа и выше. При ошибках в проектировании такие давления могут со временем привести к повреждению или разрушению тела уплотнений даже без учета остальных факторов. Задача конструктора уплотнительного узла – обес- печить наличие минимальных сдвиговых и (или) растягивающих деформаций в уплотнении, находящемся под давлением.  В идеале уплотнение должно находиться в условиях всестороннего сжатия, потому что модуль объемного сжатия эластомеров слабо зависит от давления и температуры. В то же время изменения модуля сдвига эластомеров могут достигать трех порядков при вариации температуры, давления или концентрации абсорбированного газа. Более того, наличие постоянных сдвиговых нагрузок может привести к возникновению и развитию трещин и разрушению уплотнения. На практике полностью объемное деформированное состояние труднодостижимо, поэтому материалу уплотнений и его механическим свойствам уделяют много внимания как на стадии проектирования, так и при аттестационных испытаниях.

Одним из характерных повреждений уплотнительных колец при высоком давлении оказывается экструзия – выдавливание материала высоким давлением в зазор между уплотняемыми поверхностями фланца (рис. 2, 3). В СПД этот эффект обычно усугубляется повышенными температурами эксплуатации, приводящими к термическому расширению материала, и набуханием в рабочей среде. Для снижения рисков экструзии твердость выбранного эластомера должна быть около 80–90 ед. по Шору (при испытании методом А).

На рис. 2 приведено сравнение поведения материала уплотнительных колец круглого сечения из эластомеров различной твердости, подвергнутых избыточному давлению. Представлено поле главных деформаций в поперечном сечении уплотнительных колец при перепаде давления 50 МПа, полученное методом конечных элементов (МКЭ). Осесимметричная МКЭ-модель уплотнительного кольца создана в программе Abaqus ver. 6.14 [4]  с использованием свободного метода построения сетки конечных элементов и элементов CAX4RH. Неогуковская модель материала, свойства материала кольца соответствуют долгосрочному высокоэластичному состоянию: С10 = 1,0 МПа (рис. 2а)  и С10 = 2,0 МПа (рис. 2б), параметр сжимаемости D = 0,001 МПа-1  для обоих случаев. Видно, что степень выдавливания может быть снижена при повышении твердости (и модуля сдвига) материала. При необходимости в дополнение могут быть использованы противоэкструзионные кольца из материалов большей твердости (таких, как полиэфирэфиркетон или политетрафторэтилен). Альтернативный способ избегания экструзии – использование армированных уплотнительных колец (например, кольца с браслетными пружинами [5]). Разработка новых армированных уплотнений, стойких к высокому давлению и нефтегазовым средам, становится актуальной задачей для отечественной промышленности.

На рис. 3 показано типичное повреждение колец, вызванное экструзией при высоком избыточном давлении.

ВЛИЯНИЕ ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР

Температура пластового флюида часто превышает 100 °С, поэтому основное оборудование СПД проектируют для работы при температурах до 121 °С (классы U и V по ISO 10423:2009 [6]) или до  180 °С (класс X по [6]) в целях унификации требований. Повышенные температуры оказывают значительное влияние на поведение эластомеров и изготовленных из них уплотнений. Как отмечалось выше, при проектировании необходимо учитывать, что нагрев приводит к расширению полимеров. В вулканизованных эластомерах также наблюдаются рост жесткости (в релаксированном состоянии) ввиду энтропийной природы упругости [7, 8] и снижение потерь на гистерезис (вязкая составляющая модуля упругости). При этом в условиях повышенных температур, как правило, происходит снижение разрывных характеристик [9], поэтому допускающий растяжения до 500 % при комнатной температуре эластомер может не достичь и 100 % в результате испытаний при температуре выше 80 °С, особенно если материал подвергнут деформации в течение длительного периода. Для основных типов эластомеров при температурах выше температуры стеклования установлены кривые температурно-временной зависимости прочности [9].

ВЛИЯНИЕ РАБОЧЕЙ СРЕДЫ

При проектировании основного оборудования СПД подразумевают, что оно будет установлено на морском дне и должно функционировать в течение всего срока службы – 20–30 лет без отказов, при этом возможна замена отдельных компонентов. Следовательно, начальные свойства материалов и функциональные характеристики уплотнений должны быть сохранены без значительных изменений.

Из многолетнего опыта эксплуатации неметаллических уплотнений известно, что со временем происходит деградация свойств материалов, которая обычно ускоряется повышенными температурами пластового флюида. Эластомеры на базе применяемых в нефтегазовой отрасли полярных каучуков (бутадиен-нитрильный каучук – NBR, гидрированный бутадиен-нитрильный каучук – HNBR, фторсодержащие каучуки –  FKM, FFKM) [10–12] обычно хорошо сопротивляются и сохраняют свойства в углеводородных средах, однако могут быть подвержены старению в среде, содержащей сероводород H2S и углекислый газ СО2. Кроме того, закачиваемые в скважину химические реагенты могут вызвать химическую деградацию и преждевременный выход из строя уплотнений. Примеры повреждения поверхности уплотнений в результате воздействия закачиваемых сред приведены на рис. 4. Например, не рекомендуют применение эластомеров на основе фторкаучуков FKM Viton при вероятности использования ингибиторов коррозии, содержащих амины [11].

Для оценки долговременного воздействия нефтегазовых сред на полимерные материалы были разработаны стандарты ускоренных испытаний ISO 23936-1 [13] и ISO 23936-2 [14] на основе стандарта NORSOK M-710 [15]. Процеду- ра испытаний неметаллических материалов в рабочей среде также введена в ISO 10423:2009 [6], но этот стандарт не содержит критериев допустимости изменения свойств. Стандартная методика [11] позволяет оценить срок службы материала, используя уравнение Аррениуса: 

K(T) = Ce^-Ea/RT,

где K – скорость реакции (изменения свойства эластомера), с^-1; T – абсолютная температура, К; C – константа, характерная для данного материала и процесса старения, с^-1; E_a – энергия активации, Дж/моль; R – универсальная газовая постоянная, Дж/(моль.К).

В ISO 23936-2 [14] срок службы при заданной температуре определяют экстраполяцией зависимости времени достижения предельного состояния от обратной температуры, используя результаты испытаний при повышенных температурах [11]. В стандарте установлены следующие критерии предельного изменения свойств (предельное состояние) эластомеров [11]:

– твердость по Шору (метод А): +10/–20 ед. (+5/–20 для материалов с исходной твердостью 90 ед.);

– объем +25/–5 %;

– свойства при растяжении  ±50 % – применяют к модулю (напряжение при 50 и 100 % деформации), прочности и удлинению при разрыве.

В настоящее время это единственный нормативный документ, устанавливающий допустимые критерии деградации свойств неметаллических материалов СПД. Тем не менее указанные критерии слабо коррелируют с потерей уплотнительных характеристик эластомеров и работоспособностью эластомерных уплотнений. Более показательны методы, оценивающие релаксацию напряжений сжатия и способность материала восстанавливать форму [16], и прямые методы испытания давлением. Кроме того, следует учитывать, что при наличии сдвиговых деформаций срок службы уплотнения может значительно сократиться ввиду трещинообразования и последующего разрушения прокладки. Для учета эффекта деформации в условиях простого напряженного состояния при оценке долговечности полимеров разработаны альтернативные расчетные подходы (см., например, [17, 18]).

Следует также отметить, что приведенные методики работоспособны для прогнозирования старения, идущего по одному механизму. В случае если в полимерном материале имеют место несколько процессов (например, на молекулярном уровне одновременное формирование дополнительных поперечных связей и рассечение полимерных цепочек), все существующие методы будут давать ошибочные оценки. Поэтому необходимы дальнейшее развитие методов прогнозирования срока службы неметаллических уплотнений в нефтегазовых средах и совершенствование стандартных методик испытаний на старение и критериев допустимого состояния материалов.

ВЛИЯНИЕ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР

Температура на морском дне, как правило, не опускается ниже –2 °С, более низкие температуры окружающей среды могут наблюдаться в ходе испытаний на плавучих буровых установках и спуске оборудования в условиях холодного климата. Дальнейшее понижение температуры может иметь место в системах добычи или закачки газа и связано с эффектом Джоуля – Томсона [19] при падении пластового давления на устьевом оборудовании при пуске скважины по потоку за дроссельным клапаном или при быстром сбросе давления газа [11] (например, в системе контроля скважины). Поэтому для подвод- ного оборудования характерны нижние пределы по расчетным температурам, соответствующие классам U (–18 °С), P (–29 °С) и L (–46 °С, часто для оборудования за дроссельным клапаном) по  ISO 10423:2009 [6].

При охлаждении происходит значительное изменение свойств эластомеров, особенно в области перехода из высокоэластичного в стеклообразное состояние [20]. При этом сильно возрастают вязкая составляющая модуля упругости и тангенс угла механических потерь, достигающие пика при температуре стеклования. На молекулярном уровне при понижении температуры существенно замедляется движение сегментов молекулярных цепочек, увеличивается время, необходимое для осуществления релаксационных процессов. На практике это выражается в постепенной потере способности эластомеров быстро восстанавливать форму [21, 22] и, соответственно, в потере уплотняющих свойств в узлах, подразумевающих подвижность уплотняемых поверхностей  [23, 24]. Наиболее известным случаем нарушения функциональности и протечки неметаллического уплотнения в результате пере- охлаждения, который получил широкий общественный резонанс, является взрыв ракеты-носителя шаттла «Челленджер» [3].

Другим важным фактором при рассмотрении низкотемпературной стойкости уплотнений служит термическая усадка. Известно, что коэффициенты термического расширения эластомеров и стали различаются как минимум на порядок, поэтому эффект усадки уплотнения при охлаждении должен быть принят во внимание при проектировании. Это особенно важно для герметичности неподвижных уплотнений, подвергаемых воздействию температур, близких к температуре стеклования эластомера или ниже ее [25]. При таких температурах эластомеры по механическим свойствам больше напоминают термопласты [21] и, как правило, обладают незначительной эластичностью и восстанавливаемостью. Слабая восстанавливаемость не компенсирует изменения размеров при охлаждении, что приводит к падению контактного давления и – на микроуровне – к образованию зазоров, через которые происходит утечка рабочей среды [25]. Адгезионное взаимодействие эластомера с подложкой также может влиять на работу уплотнений в условиях холодного климата [25, 26].

ВЛИЯНИЕ БЫСТРОЙ ДЕКОМПРЕССИИ

Отдельно следует рассмотреть вопрос повреждений и разрушения неметаллических уплотнений в результате быстрого снижения давления (декомпрессии) в системах добычи газа. Повреждение эластомеров при декомпрессии (или кессонный эффект – в отечественной литературе) обусловлено расширением адсорбированного в них газа. В условиях добычи растворенный в материале газ находится в сжатом состоянии и не вызывает осложнений. При достаточно быстром снижении внешнего давления внутри эластомера происходит расширение этого газа. Так как эластомеры неизбежно содержат микропустоты и, весьма вероятно, вакуоли вокруг включений, в которых может накапливаться газ, они являются источниками роста внутренних газовых пор. Размер пор резко увеличивается под воздействием различия давления с внешней средой до критического, при котором достигается прочность материала при данной температуре, происходят разрыв и последующее развитие трещины. В итоге материал может содержать как множество отдельных трещин и пузырей, так и большие разрывы при объединении трещин. Примеры повреждений эластомерных образцов после декомпрессии показаны на рис. 5. В случае нескольких циклов декомпрессии повреждения накапливаются, и в результате разрушение может напоминать усталостное по характеру поверхности [11].

В настоящее время разработаны и применяют два стандарта для аттестации материалов NACE TM0192 [27] и ISO 23936-2 [14] (NORSOK M-710 [15]) в части устойчивости к декомпрессии. Первый содержит более субъективные критерии оценки повреждений [11], и его используют реже. ISO 23936-2 [14] предусматривает более строгие требования к испытаниям, содержит более конкретные критерии допустимости повреждений [11] и поэтому на момент написания статьи объективно лучше подходит для аттестации материалов СПД.

В качестве меры стойкости к  быстрой декомпрессии в ISO 23936-2 [14] используют полуколичественную оценку степени поврежденности поперечного сечения разрезанного кольца, выраженную в баллах от 0 (наилучший результат) до 5 (наихудший результат) [11]. Баллы 4 и  5 недопустимы для материалов, предназначенных для использования в СПД. Существенным недостатком ISO 23936-2 [14] является отсутствие требований для уплотнительных колец с сечением, отличным от круглого, а также для колец с упрочняющими вставками. Поэтому необходимы дальнейшая проработка новых положений стандарта и выработка требований к уплотнительным кольцам со сложной геометрией сечения.

Рекомендации по минимизации рисков декомпрессионных повреждений уплотнений для проектирующих организаций приведены в приложении стандарта ISO 23936-2 [14] и [11].

МАТЕРИАЛЫ

Ведущие поставщики систем подводной добычи накопили обширный опыт в использовании эластомерных уплотнений. Выяснилось, что наиболее универсальными материалами для уплотнений служат эластомеры на основе гидрированного нитрильного каучука HNBR и фторсодержащие эластомеры типа FFKM [12] и TFE/P [28]. Последние два вида эластомеров оказались наиболее стойкими ко всем видам сред, используемым в СПД, и с большей температурной стойкостью, но при этом, как правило, обладают высокой температурой стеклования, не позволяющей эффективно их использовать при температуре ниже 0 °C.  Поэтому в настоящее время выбор эластомеров типа HNBR в качестве материала уплотнений для эксплуатации на шельфе РФ наиболее обоснован.

ВЫВОДЫ

Подводя итоги, следует отметить следующее: для освоения арктических шельфовых месторождений требуется разработка новых эластомерных материалов, в том числе композиционных, имеющих более широкий диапазон рабочих температур, чем материалы, доступные в настоящее время. Потребность в таких материалах имеет место в настоящее время и в будущем только возрастет с увеличением числа шельфовых проектов.

Перспективной для ведущих научно-исследовательских организаций и изготовителей резинотехнических изделий является задача разработки и оптимизации конструкции уплотнительных колец, содержащих армирующие элементы. При разработке материалов и изделий следует учитывать весь комплекс эксплуатационных факторов, большинство из которых приведено в статье. Не менее важны разработка методик прогнозирования поведения и долговечности уплотнений при различных условиях, а также совершенствование существующей нормативно-технической документации. 

НАРУШЕНИЯ ПРИ  ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПО

Основной проблемой предприятий нефтегазового комплекса считается старение производственных фондов и несвоевременная замена оборудования, отработавшего нормативный срок службы. Доля оборудования на опасных производственных объектах (ОПО) нефтехимической, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения со сроком эксплуатации более 20 лет составляет 67 %, что позволяет сделать вывод о несоблюдении в полном объеме требований законодательства и нормативных технических документов в области промышленной безопасности.  На территориях ОПО имеются установки, здания, оборудование, резервуары в неисправном состоянии, полуразрушенные и неэксплуатируемые, которые подлежат ликвидации или выводу из эксплуатации на длительный срок (консервацию) [1].

Мониторинг соблюдения требований промышленной безопасности показывает, что характерными нарушениями при эксплуатации ОПО могут быть [1–5]: 1) отсутствие систем управления технологическими процессами и противоаварийной автоматической защиты; 2) неудовлетворительные организация и проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту технологического оборудования, зданий и сооружений, в том числе работ повышенной опасности; 3) несвоевременное проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств, а также их эксплуатация при отклонении регламентированных параметров при ведении технологических процессов;  4) отсутствие аттестации в области промышленной безопасности руководителей и специалистов;  5) неудовлетворительное ведение и оформление эксплуатационной документации (после проведения ремонтов и испытаний оборудования); 6) неудовлетворительные организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на ОПО.

В среднем (за 5 лет) общая сумма административных штрафов, наложенных по результатам проверок соблюдения требований промышленной безопасности при эксплуатации ОПО нефтехимической, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения, проведенных Ростехнадзором, составляет  124,5 млн руб/год (табл. 1) [1–5].

Количество проверок, осуществляемых Ростехнадзором, зависит от класса опасности ОПО. Так, для I класса опасности – режим постоянного надзора; II класса опасности – плановые проверки не чаще чем 1 раз через год; III класса опасности – плановые проверки не чаще чем 1 раз через 3 года. Внеплановые проверки осуществляются в отношении ОПО I–IV классов опасности [6].

МЕТОД ПРОВЕРОЧНОГО ЛИСТА

Одним из методов выявления несоответствий требований законодательства в области охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности на ОПО нефтегазового комплекса считается метод проверочного листа (Checklist method). Сегодня этот метод широко используется надзорными органами, в табл. 2  приведены нормативные документы и проекты, регламентирующие формы проверочных листов в области охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности [7–11].

В условиях риск-ориентированных подходов метод проверочного листа относится к группе методов качественного анализа риска. Результатом его применения считается составление перечня вопросов и ответов о соответствии анализируемого объекта требованиям охраны труда, промышленной и экологической безопасности.

Этот метод наиболее прост, так как сопровождается вспомогательными формами и унифицированными бланками [7–13], которые облегчают на практике проведение анализа и представление результатов. Он нетрудо- емок, поскольку результаты могут быть получены одним специалистом в течение одного дня.

Проверочные листы могут быть использованы на всех стадиях жизненного цикла продукции, процесса или системы. В основном они используются как часть других методов оценки риска, но наиболее полезны для проверки полноты рассмотрения исследуемой проблемы после применения более образных и творческих методов при идентификации новых проблем. Метод обладает рядом преимуществ и недостатков  (табл. 3) [14].

Во время инспекции проверяющий определяет перечень вопросов, которые должны быть исследованы в ходе конкретного планового контрольно-надзорного мероприятия. Исходя из этого, он подготавливает формы, соответствующие тематике проверки. В ходе исследования инспектор задает вопросы, запрашивает соответствующие документы и заполняет бланки. Исходя из полученных ответов на заданные вопросы (после изучения соответствующих документов), он делает выводы, соблюдаются ли или нет в организации требования законодательства.

Следует отметить, что количество вопросов в проверочных листах Ростехнадзора, отнесенных к нефтегазовым объектам, варьируется от 41 до 2293. Самый емкий по своему содержанию – проверочный лист № 4 на соответствие требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 [11].

Можно выделить ряд факторов, которые необходимо учитывать при выборе метода процедуры оценки и анализа риска. Разработанные надзорными органами на сегодняшний день проверочные листы не учитывают весь спектр факторов (табл. 4) [12, 15, 16].

ВЫВОДЫ

Использование проверочных листов для самопроверки поможет обнаружить и устранить нарушения, повысить уровень обеспечения безопасности ОПО, избежать штрафа, а также заранее подготовить необходимые документы, чтобы сократить время проверки.

Проверочные листы как инструменты оценки уровня обеспечения комплексной безопасности ОПО нефтегазового комплекса легко встраиваются в корпоративные системы управления охраной труда, промышленной, пожарной и экологической безопасностью.

Таблица 1. Количество нарушений и суммы административных штрафов на ОПО нефтехимической, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения за 2012–2016 гг. Table 1. The number of violations and the administrative penalty amount on the hazardous industrial facilities of petrochemical, oil refining industry and oil products supply for 2012–2016

Таблица 2. Нормативные документы, регламентирующие формы проверочных листов в области охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности Table 2. Normative documents regulating forms of checklists in the field of labor protection; industrial, fire and environmental safety

Таблица 3. Преимущества и недостатки метода проверочного листа Table 3. Advantages and disadvantages of the Checklist method

Таблица 4. Факторы, влияющие на выбор метода при процедуре оценки риска Table 4. Factors influencing the choice of the method in the risk assessment procedure

Примечание: «+» – метод позволяет учитывать фактор; «–» – метод не учитывает фактор.

Note: «+» – the method allows to take into account the factor; «–» – the method does not take into account the factor.

Перечень документов Системы стандартизации ПАО «Газпром»  (СТО Газпром и Р Газпром), утвержденных и зарегистрированных в период с 01.03.2018 по 30.03.2018

Перечень отмененных документов Системы стандартизации ПАО «Газпром»  (СТО Газпром и Р Газпром) в период с 01.03.2018 по 30.03.2018

Прогнозирование экономики Российской Федерации является важнейшей народнохозяйственной задачей. В значительной степени потенциал роста российской экономики связан с развитием газовой отрасли и ее экспортных возможностей [1, 2].

Обеспечение устойчивого газоснабжения потребителей природного газа – один из наиболее актуальных экономических и политических вопросов настоящего времени. При этом укрепление энергетической безопасности и обеспечение бесперебойности поставок газа не должны приводить к ухудшению состояния окружающей среды. Различные способы поставки газа – в виде сжиженного природного газа (СПГ), морскими и сухопутными газопроводами – имеют разные удельные показатели воздействия на окружающую среду.

Новейшая технология транспортировки компримированного природного газа (КПГ) – это морская транспортировка газа в сжатом состоянии в баллонах на судах – газовозах КПГ. Газ загружается на судно непосредственно с месторождения и не нуждается в глубокой подготовке, в связи с чем эти суда можно использовать для обслуживания труднодоступных необорудованных месторождений.

Реализация проектов транспортировки КПГ непосредственно с шельфовых месторождений на судах – газовозах КПГ обусловлена такими предпосылками, как наличие освоенных технологий подводного обустройства на больших глубинах и широкое применение в мировой практике технологии беспричальной загрузки углеводородного сырья на суда с оффшорных терминалов.

СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

Сжиженный природный газ представляет собой очищенный от примесей газ, охлажденный до перехода его в жидкое состояние при атмосферном давлении. Температура сжижения составляет –162 °С, объем газа уменьшается примерно в 600 раз. Компримированный природный газ – газ, сжатый до давления 20–25 МПа. За счет сжатия объем газа уменьшается в 200–250 раз.

В 1941 г. в Огайо (США) построен первый полноценный завод СПГ, что стало началом развития этого сегмента рынка энергоносителей. С момента постройки первых танкеров, пригодных для транспортировки СПГ и КПГ, появившихся в США, прошло более полувека. Первый в мире танкер – газовоз КПГ Jayanti Baruna успешно спущен на воду в КНР 25 января 2016 г. Этот проект осуществила компания Enric Shijiazhuang Gas Equipment Co., Ltd. – дочернее предприятие CIMC Enric. В основном природный газ транспортируется для пиковой электростанции островов Юго-Восточной Азии. За одну транспортировку доставляется 700 тыс. м³ КПГ.

Анализу различных способов транспортировки газа в виде КПГ посвящены многие работы отечественных и зарубежных ученых. Уделено внимание поэтапному развитию рынка КПГ, рассмотрены как принципиальная возможность, так и различные технологии морской транспортировки КПГ  [3, 4]. Проанализировано технико-экономическое обоснование целесообразности создания судов для транспортировки газа в компримированном виде [5]. Рассмотрены современное состояние и перспективы транспортировки КПГ, проведена оценка применимости данного типа транспортировки, представлен обзор существующих методов и конкретные вопросы совершенствования данной технологии [6–9]. В последнее десятилетие вопрос активно обсуждается международным научным сообществом [10–14].

АКТУАЛЬНОСТЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Сегодня в доставке природного газа конкурируют три основные технологии: морской трубопровод, СПГ и КПГ. Данная конкуренция основывается на двух взаимосвязанных оценках – экономической и экологической. Комплексная эколого-экономическая оценка пока не проводилась и представляется актуальной.

В настоящее время все крупные нефтегазовые компании сталкиваются с проблемой выбора способа и маршрутов транспортировки своей продукции потребителям. Соотношение характерных преимуществ и недостатков различных способов транспортировки зависит от геологических, географических, политических факторов, а также от направлений использования углеводородов потребителями. Рост числа способов транспортировки связан и с расширением сферы использования природного газа.

При оптимизации логистических систем компании выполняют оценку и сравнение затрат на доставку продукции потребителям разными способами. Для сопоставления способов транспортировки газа с учетом форм преобразования и замещения необходимо привести все объемные показатели к общему знаменателю – эквивалентному объему, выраженному в м³ газа.  В качестве критерия при сопоставлении эффективности способов транспортировки газа с учетом возможных форм его преобразования используется минимум удельных дисконтированных затрат.

В современном мире конкуренция остается прежде всего экономической категорией, но в последнее время политические и экологические аспекты приобретают все большее значение, смещая вопросы в сторону комплексной оценки как экономических, так и экологических факторов, составляющих основу социальных проблем и политических решений. Строительство газопроводов, терминалов и сооружение тепло-, газо- и атомных электростанций вызывает социально-экологические проблемы, поэтому необходимо комплексно оценивать эколого-экономические аспекты.

При решении экономической задачи исследования определяется экономическая предпочтительность морской транспортировки КПГ для различных объемов  и расстояний транспортировки, т. е. выявляется зона экономически целесообразного использования судов – газовозов КПГ. При решении экологической задачи определяется зона экологически предпочтительного использования этих судов. И наконец, решение эколого-экономической задачи позволяет определить зону целесообразного использования данных одновременно с экологической и экономической точек зрения.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Экономический анализ. Для сопоставления выбраны следующие технологии: морской трубопровод (МТ); морская транспортиров- ка СПГ; морская транспортировка КПГ.

При сопоставлении различных вариантов транспортировки необходимо учитывать капитальные и эксплуатационные затраты, присущие каждому варианту. Эти затраты определяют величины тарифов на транспортировку.  В общем случае тариф на транспортировку по каждому варианту не является константой, а зависит от условий реализации транспортного проекта. К основным параметрам, определяющим стоимость транспортировки, относятся грузопоток и расстояние (объем и дальность транспортировки), т. е. при различных значениях указанных параметров разные способы транспортировки могут оказываться эффективными за счет наиболее низкого тарифа. Следовательно, окончательный вывод об экономической эффективности того или иного способа транспортировки может быть сделан только применительно к конкретным условиям реализации проекта.

Тариф, соответствующий одному из сравниваемых способов транспортировки, может оказаться самым низким во всем диапазоне рассматриваемых грузопотоков и расстояний. Вместе с тем при определенных условиях возможна «смена лидера», и наиболее экономически эффективным может стать другой способ транспортировки. Второй вариант вероятен в том случае, когда сравниваемые транспортные технологии характеризуются различной структурой затрат.

Наибольшее влияние на тариф оказывает размер капитальных и эксплуатационных затрат по проекту. Рассмотрим величину общих удельных затрат на транспортировку:

,              (1) 

где S – суммарные (капитальные и эксплуатационные) затраты на осуществление грузоперевозок рассматриваемым видом транспорта, зависящие как от грузопотока, так и от расстояния, в руб., евро или долл.; M – годовой грузопоток, т; L – расстояние, на которое осуществляется транспортировка, км.

Величину S в общем виде можно представить формулой: 

S = S₁ + S₂ + S₃ + S₄,                  (2)

где S₁ – затраты, не зависящие ни от грузопотока M, ни от расстояния L (например, затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, проектные работы); S₂ – затраты, зависящие от грузопотока M (например, затраты на приобретение и содержание задействованных в проекте транспортных средств);  S₃ – затраты, зависящие как от грузопотока M, так и от расстояния L (например, затраты на топливно-энергетические ресурсы); S₄ – затраты, зависящие от расстояния L (например, затраты на дорожное строительство, прокладку трубопроводов и т. п.).

Основной критерий сравнения технологий – транспортный тариф (евро/тыс. м³ на 100 км). Вспомогательный критерий – удельные капитальные вложения  (евро/тыс. м³ на 100 км). Все расчеты выполняются в реальных ценах (без учета инфляции). Расчетный период – 25 лет. Год приведения – 2016. Критерий расчета транспортного тарифа – внутренняя норма доходности коммерческой эффективности 12 %. Ставка дисконтирования – 10 %.

Основной результат выполненной работы – определение зависимости (и представление графически) основного и вспомогательного критериев от объема транспорта и дистанции транспортировки для всех рассмотренных технологий.

Каждый вариант транспортировки рассматривается в качестве отдельного инвестиционного проекта, по которому моделируются денежные потоки, включающие притоки и оттоки по операционной и инвестиционной деятельности.

Сравнение транспортных технологий проводится по следующему алгоритму:

– этап 1: разработка исходных данных для расчетов;

– этап 2: моделирование денежных потоков по каждому варианту транспортировки природного газа;

– этап 3: расчет множества значений тарифов в зависимости от расстояний и объемов транспортировки;

– этап 4: построение графиков зависимостей тарифов от грузопотоков и расстояний и выявление точек их пересечения для различных транспортных технологий;

– этап 5: определение областей эффективного применения каждой транспортной технологии (матрица эффективности).

На первом этапе были получены исходные данные для моделирования денежных потоков, включающие оценку: капитальных затрат по каждому варианту транспортировки природного газа; эксплуатационных затрат по каждому варианту транспортировки природного газа; характеристик инвестиционных проектов, различающихся по вариантам транспортировки; характеристик инвестиционных проектов, единых для всех вариантов транспортировки.

Экологический анализ. Воздействие на окружающую среду характеризуется прежде всего выбросами в атмосферу. В отличие от твердого топлива сбросы от природного газа несущественны.

Одним из наиболее комплексных показателей экологичности в настоящее время является углеродный след. Распространенная на международном уровне методика оценки углеродного следа предполагает оценку объемов выбросов парниковых газов от использования того или иного энергоносителя за весь жизненный цикл конкретной тех- нологии. Применительно к техно- логии использования газа в виде СПГ углеродный след измеряется путем оценки выбросов парниковых газов на стадиях: добычи газа на месторождении; транспортировки газа по газопроводам до завода СПГ; производства СПГ на заводе; погрузки на суда-газовозы; морской транспортировки СПГ; выгрузки СПГ; регазификации на терминале; транспортировки газа по газопроводам до потребителя; сжигания газа потребителем.

Основным экологическим аспектом при транспортировке природного газа по морским трубопроводам являются выбросы загрязняющих веществ (ЗВ) от газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорной станции (КС), сжимающих природный газ для подачи его в морской газопровод. Для снижения выбросов ЗВ в атмосферу приоритетным становится использование ГПА нового поколения с малоэмиссионными камерами сгорания.

Расположенный на дне моря газопровод не должен оказывать негативного воздействия на морскую среду. Для исключения нарушений работы газопровода и аварийных ситуаций своевременно проводятся обследования в целях обнаружения и оценки деформаций, размывов морского дна, дефектов сварки, вмятин, повреждений защиты трубопровода, а также возможных утечек природного газа. Непрерывно осуществляется контроль изменений эксплуатационных параметров, давления, температуры. Для газопроводов, эксплуатируемых в условиях агрессивной сероводородной среды (проекты в Черном море), применяются повышенные требования к обеспечению промышленной и экологической бе- зопасности.

К экологическим аспектам при транспортировке СПГ судами – газовозами СПГ следует отнести выбросы оксидов азота (NOx) и монооксида углерода (CO). Основная доля выбросов ЗВ в атмосферу приходится на производство электроэнергии и тепла, необходимых для технологических процессов на заводах СПГ, установках регазификации, приемных терминалах СПГ. Выбросы ЗВ происходят при работе компрессоров, насосов и поршневых двигателей, а также при использовании факельных установок.

В целях минимизации выбросов ЗВ в каждом проекте СПГ рассматриваются варианты выбора технологического оборудования (например, испарителей для регазификационных терминалов, которые существенно различаются как по производственным характеристикам, так и по негативному воздействию на окружающую среду) и источников получения электро- и теплоэнергии (например, возможность использования энергии от сторонних предприятий).

Наиболее значимым экологическим аспектом, характерным для транспортировки КПГ судами –  газовозами КПГ, являются выбросы ЗВ в атмосферный воздух при компримировании природного газа на береговых дожимных компрессорных станциях (ДКС) в пунктах загрузки и выгрузки природного газа при транспортировке природного газа судами-газовозами и эксплуатации вспомогательных судов.

На ДКС выбросы ЗВ в основном образуются при сгорании топливного газа в ГПА. При закачке газа в суда – газовозы КПГ из скважин морских месторождений необходимо учитывать негативное воздействие на окружающую среду, которого можно ожидать от подводных добычных комплексов, например фонтанной арматуры, рабочих трубопроводов и приспособлений нагнетания газа и воды.

При эксплуатации судов-газовозов помимо сгорания топлива в судовых двигателях ЗВ могут выбрасываться в атмосферный воздух в результате использования продувочных мачт, оборудованных системой факельного сжигания. Мачта необходима для контроля выбросов газа высокого давления (из грузовых емкостей) и низкого давления (из трюмных пространств) и обеспечивает выпуск в атмосферу газа или продуктов его сжигания.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Экономический анализ. Теоретические расчеты выполняются для диапазонов объемов и дистанций транспортировки в целях определения зон предпочтительности для разных технологий. Результаты расчетов иллюстрируются графически. Определяются зоны, в которых безусловно предпочтительна единственная технология, и зоны, где может быть предпочтительна как одна, так и другая технология, в зависимости от условий конкретного проекта.

Основной критерий сравнения технологий – транспортный тариф (евро/тыс. м³ на 100 км).  В табл. 1 и на рис. 1 представлены тарифы на транспортировку газа по технологиям, создана матрица эффективности технологий, приведенная в табл. 2, и определена конфигурация области эффективного применения технологий транспортировки газа (рис. 2).

Выбор варианта морской транспортировки природного газа на примере потенциальных проектов. В работе были выполнены расчеты для проектов, реализуемых в Черном и Балтийском морях. При этом рассматривались варианты транспортировки газа в объемах 3 млрд и 5 млрд  м³/год. При поставках газа через акваторию Черного моря в качестве начальной точки может рассматриваться район КС «Русская». Пункты назначения – на территории Болгарии и Турции. При поставках газа через акваторию Балтийского моря в качестве начальной точки может быть рассмотрен район КС «Портовая» или «Славянская». Анализируются поставки газа в Калининград, Германию и Великобританию.

На диаграмму, иллюстрирующую выбор предпочтительной технологии транспортировки газа в зависимости от объема и дистанции транспортировки для всех рассмотренных технологий, наносятся точки, соответствующие представленным в данном разделе проектам (рис. 3).

В соответствии с рисунком при транспортировке 3 млрд м³/год на расстояние от 300 км примерно до 1500 км наиболее эффективна технология транспортировки КПГ. Если же рассматривать расстояние 2500 км, то одинаково эффективны могут быть как технология транспортировки КПГ, так и транспортировка СПГ.

При транспортировке 5 млрд  м³/год на расстояние от 1000 км наиболее эффективной представляется технология транспортировки КПГ, тогда как для расстояния 389 км эффективнее морская трубопроводная транспортировка газа.

Также на рис. 3 красной линией показано расширение области эффективного применения технологии КПГ для транспортировки природного газа при отсутствии необходимости строительства специальных береговых КС – в тех случаях, когда возможно задействовать уже существующие мощности. В этом варианте эффективно применение технологии КПГ для транспортировки природного газа в относительно малых объемах (до 3 млрд м³/год) на достаточно большие расстояния (до 3000 км и более).

Экологический анализ. Проведен сравнительный анализ воздействия на качество атмосферного выбросов ЗВ на примере NOx и CО при учете трех вышеуказанных способов транспортировки по морскому пути по вариантам направлений транспорта газа:

– Черноморский морской  путь – 400 км от КС «Береговая», рассматривается как прототип «Турецкого потока» в 900 км от КС «Русская»;

– Балтийский морской путь – от КС «Портовая» при трех вариантах разгрузки – Калининградская обл., Германия и Великобритания при расстояниях транспортировки 900, 1200 и 2500 км соответственно.

Проанализированы объемы транспортировки газа по данным маршрутам – 3 млрд и 5 млрд  м³/год. По варианту-аналогу – прототипу Черноморского морского пути осуществляется транспорт газа 16 млрд м³/год на расстояние 400 км.

Рассмотрены варианты поставок газа с увеличением объема на расстояние 900 км по следующим транспортно-технологическим цепочкам:

– транспортировка природного газа морскими трубопроводами (по дну моря) при взаимодействии с береговой инфраструктурой – подающие газ от КС «Береговая» или «Русская»;

– транспортировка КПГ судами-газовозами по Черноморскому морскому пути, поступающего от инфраструктуры подготовки газа через ДКС с применением терминалов загрузки (в том числе якорные буи или рейдовая погрузка).

Анализ показал, что различные способы поставки газа при использовании морских трубопроводов, судов – газовозов КПГ и судов – газовозов СПГ имеют разные показатели углеродного следа. Их сравнительная оценка для конкретных проектов морской транспортировки природного газа в акваториях Балтийского и Черного морей позволяет сделать вывод о том, что применение новой технологии транспортировки природного газа в виде КПГ снижает углеродный след морской транспортировки. Применение технологии КПГ в действующих проектах Балтийского моря характеризуется меньшим углеродным следом, чем транспортировка по морским газопроводам при транспортировке природного газа в объеме: до 10–12 млрд м³ на расстояние до 1000 км; 12–20 млрд м³ на расстояние 1000–2000 км; 20– 25 млрд м³ на расстояние 2000–2500 км. Транспортировка перечисленных объемов природного газа на указанные расстояния по морским трубопроводам характеризуется меньшим углеродным следом, чем при использовании технологии КПГ. Удельные выбросы по различным вариантам представлены на рис. 4.

В итоге установлены области эффективного применения различных технологий с точки зрения экологических факторов (рис. 5).

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенный в работе анализ сравнительной экономической эффективности использования различных способов морской транспортировки газа показал, что применение технологии транспортировки газа в виде КПГ может, с одной стороны, способствовать росту уровня диверсификации продуктов и услуг современной нефтегазовой компании, с другой – позволить сократить затраты на транспорт газа потребителям. В частности, в акватории Черного и Балтийского морей при использовании существующих объектов газотранспортной инфраструктуры реализация технологии транспортировки газа в компримированном виде позволит существенно сократить логистические издержки при объемах транспортировки газа до 3 млрд м³/год. При объемах транспортировки от 3 до 5 млрд м³ по маршрутам в Черном море выбор способа транспортировки нуждается в более глубоком обосновании экономической эффективности.

Эффективность использования транспортировки газа в виде КПГ достигается за счет системного использования таких преимуществ транспорта газа в данном виде, как более низкая стоимость береговых сооружений по сравнению с использованием технологии СПГ, где необходимо сооружение сложных дорогостоящих систем сжижения, хранения и регазификации; экологическая безопасность, которая достигается в том числе и за счет низких норм потерь газа при транспортировке.

Использование морских газопроводов характеризуется меньшими показателями углеродного следа по сравнению с применением технологии КПГ при транспортировке природного газа на дальние расстояния (при увеличении объемов грузопотока). При этом следует учитывать, что морские трубопроводы имеют ограничения по протяженности и глубинам.

При транспортировке природного газа на расстояния свыше  4000 км применение КПГ становится менее предпочтительным, чем использование судов – газовозов СПГ, так как с увеличением расстояния транспортировки судами – газовозами КПГ (при увеличении объемов грузопотока) наблюдается рост углеродного следа. Вместе с тем следует учитывать, что системы транспортировки СПГ требуют достаточно большого объема транспортируемого газа и значительных затрат на береговую инфраструктуру.

Таким образом, применение технологии КПГ в перспективных проектах в акваториях Балтийского и Черного морей проектными объемами транспортировки 3 и 5 млрд м³/год на расстояния от 400 до 2500 км является более благоприятным для окружающей среды и климата, чем использование морских трубопроводов и судов – газовозов СПГ.

Работа выполнена по проекту Международного делового конгресса. Координатор проекта – руководитель технической кооперации «Юнипер С.Е.»  Д. Весслинг. Научные руководители темы: заместитель председателя Комитета Международного делового конгресса «Экология и здравоохранение», д.х.н., проф.  А.Г. Ишков; заместитель председателя Комитета Международного делового конгресса «Промышленность, инновации и перспективное развитие», д.т.н., проф., чл.-корр. РАН В.А. Грачев. Организация-оператор: Автономная некоммерческая организация «Научно-исследовательский институт проблем экологии» (НИИПЭ), директор  О.В. Плямина. 

Таблица 1. Транспортный тариф, евро/тыс. м³ на 100 км. Протяженность трассы 1000 км Table 1. Transport tariff, euro/thousand m³ per 100 km. The route length is 1000 km

Таблица 2. Матрица эффективности технологий морской транспортировки газа Table 2. Matrix of efficiency of technologies of marine gas transportation

«НГ-Энерго» работает на рынке распределенной генерации с 2004 г., решая задачи комплексного энергообеспечения, включая разработку проекта, поставку оборудования, полный комплекс строительно-монтажных работ, ввод объекта в эксплуатацию, гарантийное и сервисное обслуживание, эксплуатацию построенных объектов.

«Основа стратегии нашей компании – это близость к заказчику и решение его проблем, – говорит генеральный директор «НГ-Энерго»  Андрей Рудской. – Мы не стремимся просто поставить то или иное оборудование. Наша цель –  выбор оптимального решения тех задач, которые стоят перед заказчиком сегодня или будут стоять перед ним завтра». Именно на достижение этой цели направлена деятельность компании.

Выступая в качестве генерального подрядчика, «НГ-Энерго» осуществляет работы по подготовке проектной документации для объектов капитального строительства, взаимодействует с заказчиками и подрядными организациями, сопровождает текущие проекты до момента сдачи.

Собственные производственные мощности, размещенные на  20 000 м2, позволяют «НГ-Энерго» осуществлять полный комплекс работ по производству блочно-модульных электростанций и дополнительного оборудования.

В перечень предоставляемых услуг входят также монтажные и шефмонтажные работы, освидетельствование оборудования, проведение приемо-сдаточных испытаний электростанций, их ремонт и техническое обслуживание, поставка запасных частей, инструментов и принадлежностей, обучение персонала заказчика. Отдельным направлением деятельности компании является предоставление в аренду собственных дизель-генераторных и газопоршневых электростанций блочно-модульного исполнения, как с собственным эксплуатирующим персоналом, так и без него. Наряду с генерирующим оборудованием предоставляются в аренду комплектные трансформаторные подстанции, распределительные устройства, модули с дополнительным оборудованием. Компания также предоставляет услуги по продаже электрической энергии с использованием собственных автономных электростанций.

ПРОЕКТЫ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Одним из примеров реализованного «под ключ» проекта стала газотурбинная электростанция (ГТЭС) на Новопортовском неф- тяном месторождении. Сегодня это самая крупная ГТЭС на п-ове  Ямал, ее мощность достигает  96 МВт с возможностью увеличения до 144 МВт. Топливом для нее служит попутный нефтяной газ, добываемый там же. Для выработки электроэнергии на ГТЭС применяются энергетические газотурбинные агрегаты ГТА-16РМ (П)  цехового исполнения с двигателем ПС-90ГП-2, собранные на заводе «ОДК – Газовые турбины». Станция обслуживает Новопортовское месторождение, приемо-сдаточный пункт «Мыс Каменный» и терминал «Ворота Арктики» в акватории Обской губы.

Строительство ГТЭС на Новопортовском месторождении потребовало от «НГ-Энерго» использования высокого научно-технического потенциала и накопленного опыта. Суровые климатические условия и отсутствие налаженного транспортного сообщения сделали этот проект достаточно сложным. Выполнение подобных работ под силу лишь немногим лидирующим компаниям.

Строительно-монтажные работы включали бурение и погружение 1039 термостабилизаторов, монтаж многих тонн металлоконструкций, зданий и сооружений. Устройство фундаментов под оборудование – свыше 1730 м3, монтаж 179 ед. основного технологического оборудования. Монтаж свыше 50 км технологических трубопроводов.

28 февраля 2018 г. на Новопортовском месторождении состоялось торжественное мероприятие «Энергия большой нефти» с участием заместителя Председателя Правления, первого заместителя генерального директора  ПАО «Газпром нефть» В.В. Яковлева, посвященное открытию ГТЭС. По результатам выполнения работ генеральному подрядчику по строительству «НГ-Энерго» было вручено благодарственное  письмо.

Еще один проект, наглядно демонстрирующий возможности «НГ-Энерго» как компании полного цикла, – строительство электростанции для Усть-Тегусского нефтяного месторождения в Уватском р-не Тюменской обл. Как и на Ямале, топливом для ГТЭС здесь является попутный нефтяной газ. Это месторождение находится на значительном удалении от развитой транспортной инфраструктуры, так что строительство автономной теплоэлектростанции стало для него решением проблемы.

В состав электростанции на Усть-Тегусском месторождении входят более 40 объектов, в том числе система подготовки газа с ротационно-винтовым компрессором, трансформаторная подстанция, машинные залы ГТЭС и другое вспомогательное оборудование. Предусмотрены системы отопления, вентиляции, охранно-пожарная сигнализация и прочие системы жизнеобеспечения, узлы учета, газовые сепараторы и прочее сопутствующее оборудование.

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛМАЗОВ

Одним из интересных проектов компании «НГ-Энерго» стала организация энергоснабжения инфраструктуры Верхне-Мунского месторождения алмазов в Якутии. Проект реализуется в рамках договора с АК «АЛРОСА». Работы включают полный цикл – от проектирования до пусконаладки, выполняются «под ключ».

Автономный энергокомплекс, сооружение которого сейчас близится к завершению, состоит из здания дизельной электростанции, блока вспомогательных модулей, котельной и резервуарного парка. Установленная электрическая мощность – 8,5 МВт, общая установленная тепловая мощность – 16 МВт.

Как и в случае с ГТЭС на Новопортовском месторождении, при строительстве в Верхней Муне было необходимо учитывать особенности климата и сложности с доставкой строительных материалов. Есть и еще одно важное сходство – это проект, ориентированный на местные ресурсы: пять генераторных установок Hyundai на базе двигателей HiMSEN 9H21/32 единичной мощностью по 1700 кВт, входящих в состав ГТЭС, работают на тяжелом топливе – товарной нефти Иреляхского месторождения. Именно наличие местной нефти, стоимость которой в два раза ниже стоимости дизельного топлива, позволило значительно снизить операционные расходы.

Одной из особенностей оборудования можно назвать отсутствие необходимости переключения двигателя на дизельное топливо для промывки системы перед остановкой на регламентные работы. Двигатель HiMSEN 9H21/32 –  один из самых надежных и эффективных в линейке оборудования, выпускаемого компанией Hyundai. Сегодня эти двигатели работают в 28 странах, включая страны, находящиеся под санкциями США и Евросоюза.

МАСШТАБНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

Сегодня компания «НГ-Энерго» готова к реализации проектов любого масштаба в любом регионе России, невзирая на сложность местных условий. Квалифицированная служба главного инженера, огромный инженерный потенциал, собственное производство, а также необходимый штат высококвалифицированных специалистов позволяют компании решать все вопросы, связанные с проектированием, согласованием и строительством объектов «под ключ», включая гарантийное и сервисное обслуживание. Растущий интерес к распределенной генерации как варианту решения проблем энергообеспечения промышленных объектов, находящихся в труднодоступных районах, открывает перед компанией большие перспективы. 

ООО «НГ-Энерго»

192012, РФ, г. Санкт-Петербург, пр-кт Обуховской Обороны, д. 271, лит. А

Бизнес-центр «Обуховъ-Центр»

Тел/факс: +7 (812) 334-05-60

E-mail: info@ngenergo.ru

www.ngenergo.ru

ПАО «Газпром», являясь крупнейшей производственной структурой в России, имеет на своем балансе энергетические мощности, сопоставимые с мощностями крупной по масштабу энергосис- темы. В настоящее время на объектах газовой промышленности в эксплуатации находятся около 2000 электростанций различного назначения с единичной мощностью энергоблоков от 100 кВт до 12 МВт [1, 2].

Электростанции работают в одном из трех режимов: автономно; параллельно с энергосистемой; имеют присоединение к энергосистеме, но не имеют возможности выдачи мощности во внешнюю сеть.

Выбор характеристик и режимов работы электростанции собственных нужд (ЭСН) определяется необходимым уровнем надежности электроснабжения потребителей и требованиями к устойчивости их функционирования.

В 2015 г. ПАО «Газпром» разработан новый СТО 2-6.2-1028–2015 [3], определяющий категорийность потребителей промышленных объектов ПАО «Газпром». На основании метода анализа иерархий (экспертного опроса) выполнены упорядочение и уточнение категорийности электроприемников при условии обеспечения надежности, безопасности электроснабжения и минимизации общих затрат.

В целом в результате разработки нового нормативного документа по сравнению с предыдущим СТО Газпром 2-6.2-149–2007 [4] (рис. 1):

– количество потребителей с категорией надежности ОГ-1 уменьшилось с 41 до 9 %;

– количество потребителей с первой категорией надежности увеличилось с 28 до 48 %. Данное увеличение обусловлено переводом 32 % потребителей с категорией надежности ОГ-1 в первую категорию;

– количество потребителей со второй категорией надежности уменьшилось с 22 до 21 %;

– количество потребителей c третьей категорией надежности увеличилось с 9 до 22 %.

Выбор характеристик и режимов работы ЭСН кроме надежности электроснабжения электроустановок потребителей  ПАО «Газпром» может быть обусловлен возможностью использования низкодебитных истощенных месторождений. Использование низконапорного газа таких месторождений в целях выработки электроэнергии является перспективным направлением их разработки и эксплуатации. Но в данном случае ЭСН должна выдавать мощность в энергосистему, т. е. иметь технологическое присоединение к энергосистеме, это является обязательным условием такого режима работы ЭСН.

При выборе характеристик ЭСН особое внимание следует уделять прогнозируемой загрузке агрегатов. Низкая загрузка агрегатов ЭСН ведет к снижению коэффициента полезного действия, повышению удельного расхода газа на выработку электроэнергии и увеличению эксплуатационных затрат, как следствие, к росту себестоимости вырабатываемой электроэнергии. В отдельных случаях из-за низкой загрузки агрегатов также возможен их выход из строя.

Сведения, предоставленные дочерними обществами  ПАО «Газпром», о себестоимости выработки электроэнергии совместно с данными о загрузке ЭСН позволяют сделать вывод о необходимости оптимизации затрат на выработку электроэнергии ЭСН, а также на оптимизацию затрат на электроснабжение объектов дочерних обществ ПАО «Газпром» в совокупности. Диаграмма распределения средней и перспективной загрузки ЭСН по нескольким дочерним обществам ПАО «Газпром» представлена на рис. 2.

Повышение уровня загрузки и грамотный подбор единичной мощности агрегатов позволят снизить издержки на производство электроэнергии. Распределение затрат на выработку электроэнергии ЭСН в совокупности по всем электростанциям собственных нужд, за исключением резервных ЭСН, приведено на рис. 3.

Из представленной диаграммы следует, что в среднем наибольшие затраты приходятся на эксплуатационные затраты. Для оптимизации затрат на выработку электрической энергии должны рассматриваться различные варианты электроснабжения применительно к каждому объекту.

В целях оптимизации работы ЭСН, уменьшения себестоимости выработки электроэнергии и снижения расходов ПАО «Газпром» необходимо выработать критерии и методические подходы к оптимизации режимов работы ЭСН,  в том числе подходы к рассмотрению варианта электроснабжения на стадии проектирования основного производственного объекта.

При безусловном обеспечении надежности электроснабжения объектов ПАО «Газпром» можно выделить временные и экономические критерии оптимизации режимов работы ЭСН.

Основным временным критерием является планируемый срок ввода объекта и срок осуществления технологического присоединения с учетом развития существующих сетей элект- роснабжения. Данный критерий характерен для объектов, планируемых к созданию в труднодоступных регионах деятельности ПАО «Газпром». Необходимо учитывать перспективные планы развития объектов Единой нацио- нальной энергетической сети (ЕНЭС) в регионах с перспективой развития объектов ЕСГ.

В настоящее время в электро- энергетике достаточно развит институт планирования. Ежегодно разрабатываются схема и программа развития Единой энергосистемы России на семилетний период [5] и схемы и программы развития электроэнергетики субъектов РФ на пятилетний период, на основе которых утверж- даются инвестиционные программы сетевых организаций и генерирующих компаний.

Пример действия временного критерия хорошо иллюстрируют регионы Западной Сибири (Ямало-Ненецкий и Ханты-Мансийский автономные округа). В 2011–2017 гг. ОАО «ФСК ЕЭС» построены и введены в работу подстанции «Вектор», «Святогор» в ХМАО, подстанции «Арсенал», «Мангазея» в ЯНАО и две цепи воздушной линии электропередачи 220 кВ «Уренгойская ГРЭС – Мангазея». В соответствии с Инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» планируется построить и ввести в работу еще ряд подстанций: «Ермак», «Исконная», «Славянская». Это подстанции 220 кВ с достаточно большим резервом мощности для присоединения электроустановок потребителей.

При рассмотрении вариантов электроснабжения перспективных объектов дочерних обществ  ПАО «Газпром» Западной Сибири необходимо учитывать перспективы развития сетей ЕНЭС  в регионе.

В то же время в современных экономических условиях определяющим критерием при принятии решения о реализации конкретного проекта, связанного с организацией электроснабжения с применением ЭСН при исследовании оптимальной схемы работы ЭСН, является экономический критерий [6].

УКРУПНЕННЫЙ РАСЧЕТ ВОЗМОЖНЫХ ВАРИАНТОВ

В целях оптимизации затрат необходимо провести укрупненный расчет всех возможных вариантов энергообеспечения объекта с учетом существующего варианта энергоснабжения.

Оценку всех вариантов целесообразно проводить, исходя из кумулятивного денежного эффекта на срок 5 и 10 лет. Правильнее выполнять сравнение, исходя из себестоимости покупки/выработки электрической энергии. При рассмотрении необходимо провести расчет для каждого варианта в базовом году. После этого нужно оценить суммарные затраты на 5 и 10 лет работы в каждом из вариантов с учетом прогнозных показателей. Также следует учесть фактическую наработку агрегатов ЭСН и остаточный  ресурс. При малом остаточном ресурсе рационально оценить необходимые вложения на проведение капитальных ремонтов агрегатов. Наиболее рациональным признается вариант с наибольшим значением кумулятивного денежного эффекта.

Предлагаются к сравнению следующие варианты.

Вариант 1. Электроснабжение от ЭСН – основное, от внешней сети – резервное. В данном варианте необходимо определить себестоимость выработки электроэнергии и фактические затраты на электроэнергию, а также возможные затраты на осуществление технологического присоединения.

Полная себестоимость электроэнергии:

,            (1)

где З_ээ1 – фактические затраты на электроэнергию; W_ээ – объем выработанной электроэнергии.

З_ээ1 = С_ар + С_эксп + С_г,             (2)

где С_ар – стоимость аренды (амортизации) ЭСН; С_эксп – эксплуатационные затраты ЭСН; С_г – затраты на газ.

С_г = W_ээ.У_ср.Ц_г,                           (3)

где У_ср – удельный расход газа на выработку электроэнергии; Ц_г – цена на покупку природного газа.

Вариант 2. Электроснабжение от внешней сети – основное, от ЭСН – резервное. В данном варианте необходимо определить себестоимость выработки электро- энергии и фактические затраты на электроэнергию, а также возможные затраты на осуществление технологического присоединения.

Полная себестоимость электроэнергии:

,                     (4)

где З_ээ2 – фактические затраты на электроэнергию.

З_ээ2 = С_ар + С_эксп + С_п.ээ,                       (5)

где С_п.ээ – затраты на приобретаемую электроэнергию.

Вариант 3. Электроснабжение от внешней сети – основное, от другой внешней сети – резервное. Вариант является стандартным для большинства объектов  ПАО «Газпром» и его дочерних обществ и может использоваться без ЭСН. В данном варианте необходимо определить стоимость покупки электроэнергии и фактические затраты на электроэнергию и возможные затраты на осуществление технологического присоединения.

Вариант 4. Параллельная работа ЭСН с внешней сетью, выдача излишков мощности в сеть и реализация их на розничном рынке электроэнергии.

Полная себестоимость выработки электроэнергии при 100%-ной загрузке всех агрегатов:

                                                     (6) 

где З_ээ4 – фактические затраты на выработку электроэнергии при 100%-ной загрузке агрегатов. 

З_ээ4 = С_ар + С_эксп + С_г4,           (7)

где С_г4 – затраты на приобретение природного газа. 

С_г4 = W_ээ4.У_ср4.Ц_г,                                    (8)

где W_ээ4 – объем выработанной электроэнергии при 100%-ной загрузке агрегатов; У_ср4 – удельный расход газа на выработку элект- роэнергии при 100%-ной загрузке агрегатов (паспортный расход).

Оценка возможных доходов от реализации электроэнергии на розничном рынке электроэнергии:

Д_реал = W_реал.Ц_реал,                (9)

где Ц_реал – средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность), используемая для расчета предельного уровня нерегулируемых цен для первой ценовой категории,  руб/МВт.ч без НДС; W_реал – объем электроэнергии, который фактически возможно реализовать с учетом требований надежности и собственного потребления.

W_реал = (P_п – P_с).t_р,         (10)

где P_п – мощность, которую возможно выработать с учетом параллельной работы; P_с – мощность, потребляемая собственными потребителями (непосредственно подключенными к ЭСН); t_р – время работы ЭСН.

Вариант 5. Электроснабжение по схеме сальдо-перетока. Вариант предполагает обязательное техническое присоединение ЭСН к внешним сетям с возможностью выдачи излишков мощности в сеть как минимум для дочернего общества ПАО «Газпром», имеющего возможность передачи таких излишков другим потребителям. Планируемый экономический эффект от применения данного варианта является значимым при его реализации.

В случае электроснабжения потребителей, не имеющих собственных ЭСН, расчет суммарного эффекта аналогичен варианту 4.  В случае электроснабжения потребителей, имеющих собственные ЭСН, необходимо учесть денежный эффект за счет снижения затрат на эксплуатацию данной ЭСН (в варианте перевода ЭСН в резерв и ее консервации/ликвидации).

Вариант 6. Электроснабжение от ЭСН изолировано от внешней сети. ЭСН полностью обеспечивает потребность в электроэнергии. Расчет экономической эффективности данного варианта аналогичен расчету варианта 1. Данный вариант рационально оценивать только для электростанций, уже работающих изолированно от системы.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Приведенные положения применены при анализе возможной оптимизации работы типовой ЭСН при компрессорной станции, расположенной в Тюменской обл. Стоимостные показатели приведены в ценах 2015 г.

Для примера, типовая ЭСН оснащена четырьмя агрегатами единичной мощностью 5,5 МВт европейского производителя. Наработка на отказ составляет в среднем 83,6 % (около 0 тыс. ч из 48 тыс. ч). Среднегодовая нагрузка по итогам 2015 г. составила  5 МВт. Электростанция работает в базовом режиме изолированно от энергосистемы и не имеет присоединения к сети, что соответствует варианту 6 электроснабжения.

Текущие затраты на выработку электроэнергии:

стоимость аренды (амортизации) ЭСН,  тыс. руб/год ................. 130 055,66;

эксплуатационные  затраты ЭСН,  тыс. руб/год .................... 35 558,42;

средний удельный  расход газа, м³/кВт.ч ............. 0,27;

стоимость  природного газа  для ЭСН, руб/тыс м³ .............. 2819.

Расчет варианта 1. В соответствии с формулой (3) затраты на газ для ЭСН составят:

С_г = 5.8760.0,27.2819/1000 = 33 337,5 тыс. руб. В соответствии с формулой (2) фактические затраты на выработку электроэнергии для ЭСН составят: З_ээ =  130 055,66 + 35 558,42 + 33 337,5 = 198 951,57 тыс. руб/год. В соответствии с формулой (1) себестоимость выработки электроэнергии составит: S = 198 951,57/(5.8760) = 4,54 руб/кВт.ч.

В рассмотренном примере элект- ростанция находится на расстоянии 5 км от ближайшего объекта электросетевого хозяйства. Для реализации варианта 1 необходимо осуществление технологического присоединения. По предварительным оценкам, стоимость технологического присоединения по одной линии электропередачи без учета организации параллельной работы с энергосистемой составит около 260,5 млн руб.

Если бóльшая часть машин выработала более 80 % своего ресурса и остаточный ресурс менее 8 тыс. ч (менее года), необходимо учесть, что при данном варианте работы все агрегаты должны пройти капитальный ремонт или замену в течение 5 лет. Исходя из заявленной стоимости нового оборудования в 1000 евро/кВт, курса валюты 70 руб. за 1 евро и суммарной мощности электростанции 22 МВт, ориентировочная стоимость новой электростанции составит 1540 млн руб. Исходя из этой суммы оцениваемая сумма капитального ремонта с частичной заменой основных агрегатов в размере 25–30 % от первоначальной стоимости принята  418 млн руб.

Расчет варианта 2. Определение ориентировочной стоимости приобретения электроэнергии.

По имеющимся данным, средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) в 2015 г. составляла 1574,74 руб/МВт.ч. Одноставочный тариф на услуги по передаче электрической энергии на уровне напряжения СН1 –  1931,76 руб/МВт.ч. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика – 230,64 руб/МВт.ч. Плата за иные услуги – 2,57 руб/МВт.ч. Таким образом, цена покупки электроэнергии у гарантирующего поставщика составит 3739,71 руб/МВт.ч, или 3,73971 руб/кВт.ч.

Затраты на приобретение электроэнергии у гарантирующего поставщика составят:  З_п.ээ = 3,73971.5.8760 = 193 799,3 тыс. руб/год.

Поскольку ЭСН находится в резерве, для расчета принято снижение эксплуатационных расходов на 70 %. Фактическая стоимость электроэнергии в соответствии с формулой (5) составит: З_ээ = 130 055,66 + 35 558,42.0,3 + 163 799,3 = 304 522,48 тыс. руб.  В соответствии с формулой (4) себестоимость выработки электроэнергии составит: S = 304 552,48/(5.8760) = 6,95 руб/кВт.ч.

ЭСН находится на расстоянии  5 км от ближайшего объекта элект- росетевого хозяйства. Для реализации варианта 1 необходимо осуществление технологического присоединения. По предварительным оценкам, стоимость технологического присоединения по одной линии без учета организации параллельной работы с энергосистемой составит около 260,5 млн руб.

Расчет варианта 3. В соответствии с начальными условиями варианта 2 цена покупки электроэнергии у гарантирующего поставщика в 2015 г. составляла 3739,71 руб/МВт.ч, или 3,73971 руб/кВт.ч.

Для реализации варианта 3 необходимо осуществление нового технологического присоединения. ЭСН находится на расстоянии 5 км от ближайшего объекта электросетевого хозяйства. По предварительным оценкам, ориентировочная стоимость технологического присоединения по двум линиям без учета организации параллельной работы с энергосистемой составит около 521 млн руб. Фактическая стоимость осуществ- ления технологического присо- единения может быть определена только после подачи заявки.

Расчет варианта 4. В соответствии с формулой (8) затраты на приобретение природного газа составят: Сг4 = 22.8760.0,28.2819/1000 = = 152 117,75 тыс. руб. Фактические затраты на выработку электроэнергии определяются в соответствии с формулой (7): З_ээ4 =  130 055,66 + 35 558,42 + 152 117,75 = 317 731,83 тыс. руб. В соответствии с формулой (6) полная себестоимость выработки электроэнергии составит: S = 317 731,83/22.8760 = 1,65 руб/кВт.ч.

В соответствии с формулой (9) оценено условие экономической целесообразности варианта параллельной работы ЭСН с энергосистемой, заключающегося в том, что полная себестоимость выработки электроэнергии ниже, чем средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию (мощность) по данным гарантирующего поставщика в конкретном регионе.

Для реализации данного варианта необходимо осуществление технологического присоединения. По предварительным оценкам, стоимость технологического присоединения по одной линии с учетом организации параллельной работы с энергосистемой составит около 300 млн руб.

Принимается работа ЭСН для обеспечения собственного потребления и выработки электроэнергии свободными мощностями, при том что один агрегат постоянно находится в резерве (ремонте). Таким образом, ЭСН может выработать 16,5 МВт.

Объем реализации электроэнергии в соответствии с формулой (10) составляет: P_реал = (16,5 – 5).8760 = 100 740 МВт.ч. При этом доход от реализации электроэнергии на розничный рынок электроэнергии (РРЭ) составит: Д_реал = 100 740,2.1,57 = = 158 161,8 тыс. руб. В соответствии с формулой (8) затраты на приобретение природного газа составят: С_г = 16,5.8760.0,27.2819 = 103 730,54 тыс. руб.

Стоимость затрат на технологическое присоединение принимается в данном случае в размере 300 млн руб. (технологическое присоединение по одной линии, обеспечение параллельной работы ЭСН по существующим сетям с учетом выполнения необходимых мероприятий) и является ориентировочной. Фактическая стоимость осуществления технологического присоединения может быть определена только после подачи заявки.

Если бóльшая часть машин выработала более 80 % своего ресурса и остаточный ресурс менее 8 тыс. ч (менее года), необходимо учесть, что при данном варианте работы все агрегаты должны пройти капитальный ремонт или замену в течение 2 лет. Исходя из заявленной стоимости нового оборудования в 1000 евро/кВт, курса валюты 70 руб. за 1 евро и суммарной мощности электростанции 22 МВт ориентировочная стоимость новой электростанции составит 1540 млн. руб. Исходя из этой суммы оцениваемая сумма капитального ремонта с частичной заменой основных агрегатов в размере 25–30 % от первоначальной стоимости принята  418 млн руб.

С учетом суммарного ресурса агрегатов 48 тыс. ч и постоянной работы трех агрегатов капитальный ремонт необходимо делать каждые два года.

Расчет варианта 5. В случае электроснабжения потребителя, не оборудованного ЭСН, расчет производится аналогично расчету 4.

Расчет варианта 6. В соответствии с вариантом 1 себестоимость выработки электроэнергии составит 4,54 руб/кВт.ч. Если бóльшая часть машин выработала более 80 % своего ресурса и остаточный ресурс менее 8 тыс. ч (менее года), необходимо учесть, что при данном варианте работы все агрегаты должны пройти капитальный ремонт или замену в течение 2 лет. Исходя из заявленной стоимости нового оборудования в 1 тыс. евро/кВт, курса валюты 70 руб. за 1 евро и суммарной мощности электростанции 22 МВт, ориентировочная стоимость новой электростанции составит 1540 млн руб. Исходя из этой суммы, оцениваемая сумма капитального ремонта с частичной заменой основных агрегатов в размере 25–30 % от первоначальной стоимости принята  418 млн руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С помощью расчетов определен наиболее целесообразный вариант электроснабжения на периоды 5 и 10 лет. Сводные сведения вариантов электроснабжения приведены в таблице.

С учетом необходимости проведения дорогостоящего капитального ремонта импортного оборудования наиболее целесообразно осуществление варианта 3 – технологического присоединения по двум линиям с консервацией существующей ЭСН.

Для достоверной оценки применимости предложенных критериев необходимо их использование на этапе предпроектных и проектных работ при выборе и обосновании схемы электроснабжения основного производственного объекта  ПАО «Газпром» с учетом наличия и перспективных планов развития внешних электрических сетей в регионе. 

Сводные данные для различных вариантов электроснабжения типовой ЭСН при компрессорной станции Summary data for different variations of energy supply for a typical captive power plant at the compressor station

ОТ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ДО РЕАЛИЗАЦИИ

На счету ООО «Проектный институт «СГНХП» – более 700 реализованных проектов различной сложности, в том числе имеющих положительное заключение государственной экспертизы. Деятельность компании отличается комплексным подходом. Проектный институт, имея необходимые допуски СРО и аккредитации, оказывает полный цикл работ: от проектирования промышленных объектов, включая особо опасные и технически сложные объекты капитального строительства, до осуществления контроля над реализацией проекта, разработки эксплуатационной документации. Все проекты полностью соответствуют нормативным требованиям в области экологии, промышленной безопасности и охраны труда.

За прошедшие годы для  ООО «Газпром нефтехим Салават» институтом выполнено множество проектов, согласно которым на нефтехимическом предприятии построены и реконструированы ключевые технологические комплексы.

Одной из первых крупных работ стал проект установки грануляции карбамида для газохимического завода «Газпром нефтехим Салават», разрабатываемый по технологии японской компании Toyo Engineering Corporation. Специалисты института, понимая важность порученного задания, с ответственностью подошли к выполнению работы: участвовали в приемке базового проекта, прошли стажировку в Японии, готовили проектную и рабочую документацию, сопровождали прохождение государственной экспертизы. Новое производство позволило ООО «Газпром  нефтехим Салават» получать высококачественный гранулированный карбамид и в результате стать полноправным участником рынка мономеров.

В активе организации – работа над одним из важных для  ООО «Газпром нефтехим Салават» проектом: установкой ЭЛОУ-АВТ-6. Базовым проектировщиком выступила европейская инжиниринговая компания Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH. Институтом выполнено рабочее проектирование установки, позволившей заказчику увеличить четкость разделения нефтяных фракций и глубину отбора вакуумного газойля, вывести из эксплуатации производства, отработавшие свои ресурсы.

Отдельно хочется отметить работу по техническому перевооружению и реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива (ГО-2). На первом этапе специалистами института была создана 3D-модель установки, на втором – проведен полный комплекс работ, от проектирования до авторского надзора. Технические решения, принятые по данному проекту, помогли заказчику максимально использовать существующие площади для размещения вновь монтируемого оборудования. Обновленное производство позволило заводу получать товарное дизельное топливо европейского качества, отвечающее требованиям соответствующего технического регламента.

В рамках технического перевооружения производства ЭП-300 проектировщиками были определены «узкие места» и разработаны мероприятия, позволяющие поэтапно увеличить выработку этилена до 380 тыс. т/год.

Участие ООО «Проектный институт «СГНХП» в реализации масштабного проекта ООО «Газпром нефтехим Салават» – комплекса акриловой кислоты – свидетельствует о больших возможностях института. На основе базового проекта японской корпорации Mitsubishi Heavy Industries специалисты института, используя современные каналы коммуникаций, выполнили рабочее проектирование, разработали технологический регламент на производство продукции, план мероприятий по ликвидации аварий. В планах ООО «Газпром нефтехим Салават» – отстроить дальнейшую технологическую цепочку переработки акриловой кислоты – производство суперабсорбентов. В настоящее время институтом ведется проработка технико-экономического обоснования проекта.

С ПЕРСПЕКТИВОЙ НА РАЗВИТИЕ

Основа успешной работы  ООО «Проектный институт  «СГНХП» – многопрофильная инженерная команда, включающая более 300 высококвалифицированных и компетентных в своей области специалистов, 7 кандидатов наук. Работники компании отмечены благодарностями и почетными грамотами ПАО «Газпром», Министерства энергетики Российской Федерации, СРО «Нефтегазсервис».  С 2017 г. институт возглавляет Виль Ришатович Нигматуллин, к.т.н., заслуженный химик Респуб- лики Башкортостан.

Разработка проектов в институте ведется с использованием технологий трехмерного проектирования и моделирования на основе систем AVEVA PDMS, Intergraph SmartPlant 3D, Tekla [1–3]; современных программных комплексов, которые также применяются предприятиями ПАО «Газпром»  и другими заказчиками.

Стратегия компании направлена на усиление позиций на рынке проектных услуг – как за счет развития уже существующего спектра, так и благодаря освоению новых перспективных направлений, среди которых особое место занимает технология лазерного сканирования. Данная технология успешно применяется Обществом более шести лет и требует высокой квалификации персонала. Созданная с этой целью группа специалистов Общества выполняет 3D-сканирование и 3D-моделирование производственных объектов заказчика. В перспективе – внедрение новой линейки программных продуктов, которые смогут обеспечить более высокую точность лазерного сканирования и создавать виртуальные модели для реконструкции действующих производств.

Имея успешный опыт работы с 3D-моделями действующих установок и производств, опытные специалисты отдела информационных технологий разрабатывают 3D-симуляторы по плану ликвидации аварийных ситуаций, симуляторы осмотра установок и визуального обучения персонала технологических установок, интерактивные приложения реального времени, 3D-презентации технологических установок.

На сегодняшний день в отрасли газо- и нефтепереработки ускоренными темпами продолжаются модернизация действующих объектов, строительство новых современных производств.  В рамках поручения руководства ПАО «Газпром» ООО «Проектный институт «СГНХП» с 2016 г. закреплен за объектами переработки углеводородного сырья, благодаря этому появились новые возможности для развития института, расширения географии деятельности. В настоящее время специалистами института ведутся проектно-изыскательские работы в Оренбурге, Астрахани, Сургуте, Новом Уренгое.

Партнерство с Группой компаний ПАО «Газпром» стимулирует ООО «Проектный институт «СГНХП» не останавливаться на достигнутом, а, сохраняя уже накопленный годами опыт работы, развиваться в соответствии с потребностями современного рынка. В постоянно изменяющихся условиях функционирования отрасли необходимо работать на опережение, идти на пару шагов вперед, чтобы с успехом справляться с задачами, поставленными заказчиками. 

Руководство и коллектив ООО «Проектный институт «СГНХП» от всей души поздравляют работников и ветеранов ООО «Газпром нефтехим Салават» со знаменательной датой в истории предприятия – 70-летием со дня его основания!

В летописи – много славных страниц, замечательных традиций, заложенных представителями как старшего, так и молодого поколения. Масштабность и объем проделанной предприятием работы вызывают уважение и гордость.

В день знаменательного юбилея желаем компании устойчивого развития и финансового благополучия. Уверены в вашем дальнейшем лидирующем развитии в области нефтепереработки и нефтехимии.

Со своей стороны, готовы и впредь быть надежной опорой ООО «Газпром нефтехим Салават», используя свой опыт, знания и компетенции в реализации сложнейших проектов.

Анализ мирового производства показывает, что современные промышленные предприятия, которые неразрывно связывают свою деятельность с научно-исследовательским сопровождением, получают определенные конкурентные преимущества, выражающиеся в высокой эффективности, гибкости и способности к быстрому переоснащению. Этот научный потенциал, возможно, не приносящий мгновенной экономической отдачи, накапливается в течение многих лет и обес- печивает стабильное развитие в будущем, несмотря на любые кризисные явления, санкции, ужесточение норм экологии и требований к качеству продукции. Образованный в составе  ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» в 2008 г. Научно-технический центр, который с 2010 г. является дочерним обществом ООО «Газпром  нефтехим Салават», призван решать эту задачу.

Сегодня ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» объединяет пять профильных лабораторий и опытно-промышленное производство, которое представлено промышленными площадками по производству ингибиторов коррозии, деэмульгаторов и других продуктов малотоннажной химии, а также комплексом пилотных установок. В состав НТЦ входят отдел продаж, бухгалтерия и отдел кадров, а также группа технического обслуживания и ремонта лабораторного и технологического оборудования, выполняющая токарные, слесарные, электросварочные, стеклодувные работы и обслуживание контрольно-измерительных приборов.

Наша стратегическая цель – создание высокоэффективной компании со сбалансированной научно-производственной деятельностью, являющейся локомотивом научно-технического развития и прогресса структур ПАО «Газпром», нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России в целом.

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ  И ОБОРУДОВАНИЕ

Деятельность НТЦ представлена двумя основными направлениями.

1. Проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), направленных на совершенствование технологии действующих производств, разработку и создание новых инновационных процессов и продуктов для нужд ООО «Газпром нефтехим Салават» и отечественной промышленности.

2. Производство малотоннажной продукции преимущественно для нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. В настоящее время ООО «НТЦ  Салаватнефтеоргсинтез» производит деэмульгаторы, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества «Синтерол» и «Эпинол», антифризы, поглотители сероводорода, смазывающую присадку для дизельного топлива, ингибиторы солеотложения.

В коллективе ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» трудятся  128 человек, среди которых 1 доктор наук, 16 кандидатов наук и  64 специалиста с высшим образованием.

ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» обладает современной опытно–испытательной базой. На площадке опытного производства находятся две пилотные установки для оценки активности гетерогенных катализаторов в реакторе с неподвижным слоем, позволяющие проводить испытания катализаторов гидрирования, гидроочистки, изомеризации и алкилирования.

Лаборатории НТЦ оснащены всем необходимым оборудованием для изучения процессов ректификации, гидрирования и гидроочистки углеводородных фракций, алкилирования бензола этиленом, трансалкилирования бензола диэтилбензолами, дегид- рирования этилбензола в стирол, синтеза (со)полимеров этилена и испытания активности катализаторов суспензионной полимеризации, разработки и апробации технологий органического синтеза для создания принципиально новых продуктов.

Помимо основного лабораторного и пилотного оборудования, используемого для исследований, в лабораториях имеется современное аналитическое оборудование: установка для атмосферной и вакуумной разгонки нефти и нефтепродуктов Automaxx 9400; газовые хроматографы «Хроматэк-Кристалл 5000» и «Хроматэк-Кристалл 9000», «Кристалл Люкс 4000М»;  жидкостные хроматографы Agilent 1200, Shimadzu LC-20; ИК-спектрометр Nicolet 6700; атомно-абсорбционный спектрометр contrAA 300; хроматомасс-спектрометр GCMS-QP 2010 компании Shimadzu. Лаборатория также располагает дифференциальными сканирующими калориметрами Q-2000 и Mettler Toledo; термогравимет- рическим анализатором Q-2000; лазерным анализатором размера частиц «Малверн» 3000Е; рентгенофлуоресцентным спектрометром «Спектроскан МАКС-GV»; спектрофотометром SPECORD 250. Среди новейшего оборудования лаборатории – система идентификации и количественного определения веществ на базе газового хроматографа Agilent 7890B и масс-спектрометрического детектора 5977A в комплекте с пиролизером EGA/PY-3030D, а также времяпролетный масс-спектрометр высокого разрешения модели 6230 TOF с жидкостным хроматографом серии 1260 Infinity компании Agilent, анализатор пены DFA100 в комплекте с оптическим модулем для изучения структуры пены, потенциостат-гальваностат VersaSTAT 3.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Научно-технический потенциал ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» позволяет ежегодно добиваться новых результатов.

Разработаны и внедрены в производство: рецептура и технология получения дизельного топлива с использованием созданных и выпускающихся в НТЦ депрессорно-диспергирующей и смазывающей присадок; рецептура и технология получения востребованной на рынке марки авиационного бензина Avgas 100LL; технологическая схема ректификации для снижения содержания бензола в катализате риформинга установки Л-35/11-1000. Получен компонент автомобильного бензина, удовлетворяющий современным экологическим требованиям. Разработана и успешно опробована установка мобильной регенерации аминовых растворов. Созданы технологии коксования смесевого сырья ООО «Газпром нефтехим Салават» с получением низкосернистых коксов и специальных пеков на основе остатков процесса пиролиза, процессы отработаны на пилотной установке. Разработаны и получены для опытно-промышленных испытаний партии новых марок битумов дорожных в соответствии  с ГОСТ 33133–2014 [1].

Совместно со специалистами Института нефтехимического синтеза имени А.В. Топчиева РАН выполнен комплекс мероприятий по модернизации крупнейшего в России производства этилбензола и стирола компании ООО «Газпром нефтехим Салават», разработаны отечественные цеолитсодержащие катализаторы для процессов алкилирования бензола этиленом и трансалкилирования бензола диэтилбензолами. Катализатор трансалкилирования бензола диэтилбензолами успешно эксплуатируется в ООО «Газпром нефтехим Салават» с 2013 г. Совместно со специалистами Института катализа имени Г.К. Борескова  СО РАН разработана и получена в пилотном масштабе нанесенная титан-магниевая каталитическая система ТМК-С для проведения опытно-промышленного пробега на действующем производстве получения полиолефинов. Для действующих производств получения полимеров предложены более эффективные и экономичные реагенты, термостабилизаторы и процессинговые добавки. Осуществлен подбор отечественных адсорбентов для узлов осушки газов пиролиза, водорода, азота, воздуха.

Разработаны и внедрены технологии органического синтеза реагентов для нефтепереработки и нефтехимии: имидазолиновые ингибиторы коррозии, триазиновые поглотители сероводорода, биоцид неокисляющего действия –  аналог глутарового альдегида. Получены и испытаны лабораторные образцы суперабсорбентов на основе производных акриловой кислоты, не уступающие аналогам зарубежного производства. Выбраны направления для разработки первой отечественной технологии получения суперабсорбентов для введенного в эксплуатацию в составе ООО «Газпром нефтехим Салават» в 2017 г. акрилового комплекса.

Впервые в России разработана и внедрена система сервисных договоров на химико-технологическую защиту водооборотных узлов и технологических установок с системой оценки по принципу KPI (ключевые показатели эффективности), которая успешно действует в течение трех лет в ООО «Газпром нефтехим Салават». Данная система предусматривает поставку реагентов, монтаж дозировочного оборудования и систем контроля, дополнительный аналитический контроль, сервисное обслуживание и постоянный мониторинг параметров работы установок с выдачей рекомендаций по корректировкам режима. Эта работа охватывает все 17 водооборотных узлов  ООО «Газпром нефтехим Салават» и все технологические установки, где применяются реагенты для химико-технологической защиты от неблагоприятных факторов (коррозия, вспенивание, коксообразование, полимеризация и др.). При этом активно идет процесс импортозамещения, в частности на 10 водоблоках вместо реагентов известной американской компании внедрены реагенты производства ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» под торговой маркой АддиТОП. Также наши реагенты успешно применяются взамен импортных на установках первичной и вторичной переработки углеводородного сырья – ЭЛОУ-АВТ-4 и висбрекинга.

Проводятся с выдачей заключения сравнительные испытания отечественных и импортных катализаторов для процессов нефте- переработки и нефтехимии, таких как риформинг, гидроочистка различных углеводородных фракций, селективное гидрирование бензол-толуольной фракции, гидрирование ацетилена в этан- этиленовой фракции. Разработано и внедрено математическое моделирование технологических установок с разработкой программных средств – приложений Windows.

ОБРАЗОВАТЕЛЬНАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ

ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез» заботится о подготовке кад- рового резерва. Так, совместно с Салаватским филиалом Уфимского государственного нефтяного технического университета  (УГНТУ) в 2014 г. была организована базовая кафедра, в рамках которой проходит учебно-научная работа студентов в стенах наших лабораторий. За эти годы выпускные квалификационные работы в НТЦ выполнили более 150 студентов и магистров. Ведущие специалисты и руководители подразделений НТЦ принимают участие в обучении студентов не только в качестве научных руководителей, но и как преподаватели: читают лекции по базовым и специализированным дисциплинам, проводят практические и лабораторные занятия. В течение ряда лет действовала магистратура в рамках совместной программы Французского института нефти (IFP), УГНТУ и ООО «НТЦ Салаватнефтеоргсинтез».

В планах развития Центра – расширение сотрудничества в сфере научно-исследовательской работы и НИОКР с предприятиями нефтепереработки и нефтехимии России и стран ближнего зарубежья. Намечены дальнейшая модернизация парка пилотных установок и испытательных стендов, а также оптимизация параметров работы установок, совершенствование и развитие производств ООО «Газпром  нефтехим Салават», разработка новых перспективных процессов нефтепереработки и нефтехимии, создание технологий производств новых востребованных в России продуктов (суперабсорбенты, новые виды пластификаторов, полимеры и катализаторы). Ожидается расширение линейки продукции малотоннажной химии для нефте- добывающей и нефтеперерабатывающей промышленности. 

За период своего развития  ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ» прошло ряд этапов становления: в мае 1961 г. был поднят первый ковш грунта на строительной площадке будущей станции, в апреле 1966 г. – введена первая очередь станции и выработан первый промышленный ток.

15 апреля 1966 г. министр энергетики и электрификации СССР  П.С. Непорожний подписал Приказ о вводе станции в число действующих предприятий Министерства.

С развитием салаватского промышленного комплекса и города развивалась и Ново-Салаватская ТЭЦ. С вводом новых объектов росла мощность станции. Если к концу 1966 г. она составляла  100 МВт, то в 1971 г. увеличилась в три раза, достигнув 300 МВт, а в 1976 г. составляла уже 435 МВт. В 1981 г. была достигнута проектная установленная электрическая мощность в 570 МВт и тепловая – 1883 МВт, в результате чего станция вошла в число крупнейших теплоэлектроцентралей Респуб- лики Башкортостан и Урала.

Одним из наиболее значимых событий за историю существования станции стало решение  ООО «Газпром нефтехим Салават» о расширении – строительстве третьей очереди для ООО «Ново- Салаватская ТЭЦ». Было согласовано сооружение двухвальной парогазовой установки ПГУ-410Т МВт  с паровой турбиной типа Т. В октябре 2011 г. было начато строительство энергоблока ПГУ-410Т на базе теплосилового оборудования компании Siemens.

В октябре 2016 г. ООО «Ново-Салаватская ПГУ», дочернее общество ООО «Газпром нефтехим Салават», успешно завершило реализацию одного из самых масштабных энергетических проектов Республики Башкортостан и всего региона – был введен в работу современный парогазовый двухвальный энергоблок ПГУ-410Т на базе современной высокоэффективной газовой турбины компании Siemens с теплофикационной паровой турбиной.

Сооружение установок комбинированного цикла, или парогазовых установок, является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последние два десятилетия. Применение парогазовой технологии обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности комбинированной установки.

Благодаря высокому уровню управленческих и инженерных решений, принятых на этапе определения концепции будущего энергоблока и при подборе оборудования, удалось достичь уникальных результатов при комплексном испытании: установленная мощность энергоблока составила 432 МВт при проектной мощности 410 МВт.

Уже 1 ноября 2016 г. состоялся вывод энергоблока ПГУ-410Т на оптовый рынок электроэнергии и мощности.

Реализованный в проекте парогазовый цикл отличается высоким показателем КПД. Так, КПД на производстве электроэнергии рядовых ТЭЦ – примерно 38–40 %, тогда как на оборудовании компании Siemens блока ПГУ-410Т он достигает 60 %. Благодаря этому обеспечивается один из лучших экологических показателей – эмиссия оксидов азота при работе на природном газе в диапазоне нагрузок газовой турбины от  56 до 100 % составляет не более 50 мг/Нм³, что значительно меньше установленных нормативов удельных выбросов в атмосферу.

Реализованный проект ПГУ- 410Т – залог стабильности энергосистемы Республики Башкортостан и надежный поставщик тепловой и электрической энергии ООО «Газпром нефтехим Салават».

В настоящее время в состав  основного оборудования станции входят десять паровых котлов высокого давления с суммарной производительностью по пару 4200 т/ч и шесть паровых турбин высокого давления различных мощностей и типов с суммарной установленной мощностью 450 МВт, тепловая мощность по отборному пару составляет  2495 МВт.

Основные направления кад- ровой политики ООО «Газпром нефтехим Салават» – подбор, оценка и использование персонала, а также обучение, развитие, мотивация, вознаграждение и социальная поддержка. Предприятие ценит в своих работниках высокий профессионализм и уровень образования, ориентацию на достижение результатов, инициативность, способность к обучению и практическому применению полученных знаний, приверженность корпоративным ценностям и традициям.

Система вознаграждения за результаты труда направлена на привлечение кадров, мотивацию труда и удержание работников, квалификация и результативный труд которых обеспечат успешное выполнение поставленных предприятием производственных задач с минимальными затратами и максимальной эффективностью. В Обществе широко используется система мотивации к развитию профессиональных компетенций.

В рамках социальной поддержки работников и иных определенных работодателем лиц, являющихся получателями соответствующих льгот и преимуществ, предоставляются льготы, гарантии и компенсации, медицинское и санаторно-курортное обеспечение, дополнительное пенсионное обеспечение, осуществляются личное страхование, создание комфортных и безопасных условий труда.

ПАМЯТНЫЕ ДАТЫ

1948 г. ознаменован как год создания предприятия – комбината № 18, позже – ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ныне –  ООО «Газпром нефтехим Салават». В этом же году был образован и профильный вуз – Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ).  А в 2016 г. мы отмечали 60-летие Салаватского филиала (СФ) УГНТУ. И вот уже более 60 лет ООО «Газпром нефтехим Салават» тесно сотрудничает с вузом ради достижения общей цели – подготовки высококвалифицированных специалистов.

В университете для обучения специалистов ООО «Газпром  нефтехим Салават» были созданы три базовые кафедры: химико-технологических процессов; автоматизации бизнес-процессов и электрооборудования; автоматики нефтегазового производства.

В 2017 г. в СФ УГНТУ открылась лаборатория аналитической химии, созданная при поддержке ООО «Газпром нефтехим Салават».

НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ ВЫБИРАЕТ ПРОИЗВОДСТВО

В рамках привлечения студентов-выпускников в компанию «Газпром нефтехим Салават» совместно с УГНТУ ежегодно проводятся ярмарки вакансий, дни карьеры, День ПАО «Газпром».

Компания использует различные методы привлечения кандидатов, и один из самых эффективных – взаимодействие с образовательными учреждениями, а именно:

– участие в днях карьеры и ярмарках вакансий ведущих вузов страны – Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (г. Москва), УГНТУ и Уфимского государственного авиационного технического университета (г. Уфа), СФ УГНТУ (г. Салават), Санкт-Петербургского горного университета (г. Санкт-Петербург). Каждый год в этом направлении проводятся 4–5 мероприятий, которые заметно пополняют базу резюме кандидатов компании;

– мастер-классы для студентов начальных курсов и выпускников с целью ознакомить учащихся с требованиями работодателя  к кандидатам, нюансами составления резюме и проведения собеседования. «Карьерный коучинг» помогает в выборе профессии  и будущего работодателя;

– встречи со студентами Салаватского индустриального колледжа (г. Салават) – знакомство с компанией, с настоящим производством и перспективами развития компании, ознакомление с профессиями;

– работа с выпускниками профильных специальных и выс- ших учебных заведений (организация учебной практики, работа по целевому обучению).

ООО «Газпром нефтехим  Салават» ежегодно организует экскурсии для учащихся школ  и лицеев г. Салавата.

В 2017 г. компания провела экскурсию – ознакомление с производствами для учащихся «Газпром-класса», организованного на базе лицея № 83 г. Уфы.

ООО «Газпром нефтехим  Салават» организует учебные, производственные, преддипломные практики для студентов  УГНТУ и его филиалов в г. Салавате и г. Стерлитамаке, обучающихся по очной форме.

В 2016 и 2017 г. по 30 студентов с самой высокой успеваемостью проходили производственную практику как работники компании. Оплачиваемая практика охватила все основные рабочие профессии: аппаратчика, оператора, машиниста, электромонтера, слесаря КИП, прибориста, лаборанта, контролера.

С 2016 г. по инициативе СФ  УГНТУ на производственной площадке компании проводятся мастер-классы для студентов, знакомящие их с производством, эксплуатацией оборудования, обеспечением безопасности.

УЧИТЬСЯ, УЧИТЬСЯ, УЧИТЬСЯ!

Повышение квалификации в  УГНТУ с 2014 г. прошли более 150 работников компании. Среди предлагаемых программ повышения квалификации были следующие темы: «Нефтехимия и химическая технология»; «Эксплуатация электропривода, электрических сетей и электрооборудования неф- теперерабатывающих и нефтехимических производств»; «Надежность оборудования предприятий нефтепереработки и нефтехимии»; «Процесс каталитической изомеризации нормальных парафинов»; «Средства и системы автоматизации химико-технологических процессов»; «Учебный курс по информационным программным продуктам». Также планируется повышение квалификации рабочих по теме «Флюид-каталитический крекинг» в связи с предстоящим пуском нового производства.

В магистратуре УГНТУ повышают уровень знаний работники компании, причем отличники обучаются за счет средств  ООО «Газпром нефтехим Салават».

Магистерская программа подготовки IFP – ГПНС – УГНТУ реализуется в компании с 2007 г. при совместном участии УГНТУ и Французского института нефти и моторов IFP. Цель программы состоит в создании собственного интеллектуального ресурса и подготовке инженерно-технических специалистов, владеющих современными методами управления процессами в области нефтехимии и нефтепереработки.

За период реализации проекта, а это набор и обучение четырех потоков магистрантов, степень магистра получили 78 сотрудников компании. В настоящее время большинство выпускников магистерской программы реализуют свои идеи в ООО «Газпром нефтехим Салават», другие – работают в компании ПАО «Газпром».

Ежегодно в рамках развития профессиональных компетенций в компании проходят обучение от 400 до 500 сотрудников Общества. Обучение направлено на расширение знаний в профессиональных областях, ознакомление с изменением законодательства, а также на развитие деловых качеств работников. Проводится выездное (семинары, конференции), дистанционное и внутреннее корпоративное обучение.

Одно из направлений повышения уровня знаний работников – дистанционное обучение, например по теме «Архитектурно-строительное проектирование и подготовка проектной документации по видам работ» с последующим экзаменом и получением аттестата, по темам бухгалтерского и налогового учета. Ежегодно дистанционными программами пользуются более 2 % от общего числа обучаемых сотрудников. Также компания готовит дистанционные курсы по требованиям внутренних стандартов, которые проходят новые работники компании в период адаптации на рабочем месте.

С 2014 г. в компании реализуется проект по развитию управленческих компетенций руководителей и резервистов на руководящие должности – Академия управления. Технические специалисты, получая назначение на руководящую должность, не всегда готовы грамотно управлять людьми, особенно если подчиненные старше их, в чем-то опытнее, мудрее. К тому же изначально они обучались технической экспертизе –  в роли механиков, технологов, энергетиков, но не руководителей. Именно поэтому Академия управления раскрывает перед такими работниками секреты формирования коллектива, решения конфликтов, эффективного проведения заседаний, быстрого и продуктивного решения возникающих проблем при организации людей для выполнения самых разных задач. Обучение проходит в форме активного общения, обсуждения рабочих ситуаций, решения практических задач и игровых ситуаций.

За весь период курсы по командообразованию и развитию управленческих компетенций прошли более 250 сотрудников из числа производственного персонала. Обучение проходит в формате еженедельных двухчасовых занятий, объем курса – 32 ч. Преподаватели Академии управления – работники предприятия с богатым жизненным опытом и управленческим стажем, готовые поделиться с коллегами личными наработками, максимально близкими к повседневной рабочей жизни.

Компания анализирует рынок программ по зарубежным стажировкам для работников нефтеперерабатывающих и нефтехимических комплексов. Интересная тематика, уровень обучения и возможность бесплатно обучить сотрудников побуждают к участию в конкурсах на подобные гранты.

С 2014 г. компания участвует в конкурсном отборе, организуемом Японским международным центром нефтепереработки (компания JCCP) среди руководителей нефтеперерабатывающих компаний стран Европы, Азии и Ближнего Востока. Всего за период взаимодействия были заявлены на конкурс 24 работника компании, 10 сотрудников Общества прошли конкурсный отбор и обучались в Японии. Они получили уникальную возможность не только узнать новые технологии в области нефтепереработки, энергоэффективности, управления людьми и процессами, но также посетить ключевые предприятия Японии в разных городах страны. Плотный рабочий график и прикладной характер обучения не оставили равнодушным никого из работников предприятия, попавших в число участников такого обучения.

В 2017 г. компания получила лицензию на образовательную деятельность, которая позволяет осуществлять дополнительное профессиональное образование специалистов и профессиональное обучение рабочих с присвоением профессий и разрядов.

Начиная с 2016 г. шли активная подготовка к лицензированию, разработка программ и обучение корпоративных преподавателей. В настоящее время разработаны программы обучения и подготовлены обучающие материалы по восьми профессиям (электромонтеры, машинисты), по целевым курсам для производителей работ в электроустановках, по охране труда в электроустановках, по общим вопросам охраны труда. В 2016 г. внутреннее обучение прошли 209 работников компании, а за 2017 г. количество обученных выросло в три раза; 24 работника проходят профессиональное обучение для получения профессии и повышения квалификации с выдачей удостоверений. В перспективе Учебный комбинат планирует расширять перечень программ обучения для рабочих и инженерно-технических работников (ИТР), в том числе по промышленной безопасности и охране труда. Особое внимание уделяется таким специальностям, как сварщик, дефектоскопист, инженер-механик по неразрушающему контролю, инженер по релейной защите и электроприводам.

Обучение в Учебном комбинате нацелено на потребности компании и максимально приближено к технологическому процессу и особенностям эксплуатации мощностей предприятия. Новички и работники, решившие сменить профиль деятельности, проходят практику по месту своей будущей работы. Для опытных работников обучение выступает в роли активного напоминания о технических основах процесса, а также затрагивает смежные направления деятельности, позволяя расширить кругозор и общие технические умения.

КАДРОВЫЙ РЕЗЕРВ

Текучесть персонала представляет собой нормальное, не опасное для предприятия явление, если оно находится в рамках допустимого процента. Тем более в случае, когда при увольнении или переводе работника на его место подготовлен перспективный специалист. Поэтому подготовка кадрового резерва позволяет сделать работу предприятия более продуктивной и безопасной.

Оперативный резерв ИТР производств предприятия составляет около 700 человек, перспективный – более 200.

Назначение на ключевые позиции и формирование кадрового резерва осуществляется по итогам работы Кадрового комитета предприятия. Техническое руководство компании, руководители управлений и технические директоры заводов оценивают технические и управленческие компетенции претендентов и сов- местно обсуждают их сильные и слабые стороны. При этом на каждую позицию заявляется не менее двух кандидатов, что обязывает руководителей готовить лучших работников, которые приобретают возможность выиграть в честном соревновании.

С 2015 г. проведено 65 заседаний Кадрового комитета, общее число заявленных кандидатов составило 185 человек, из которых переведены на вышестоящую должность 86 человек, а 67 работников включены в кадровый резерв.

БЕЗОПАСНОСТЬ ПРЕВЫШЕ ВСЕГО

Предприятие «Газпром  нефтехим Салават» относится к опасным производственным объектам, поэтому вопросам промышленной безопасности и охраны труда уделяется особое внимание. Проверку знаний по этим направлениям все работники промплощадки проходят ежегодно. Для того чтобы этот процесс не становился формальным, был запущен проект электронного тестирования по проверке знаний работников.

Были установлены требования к электронной системе тестирования и результатам оценки знаний, в том числе: уникальность каждого теста (автоматическое случайное формирование тестов из пула вопросов); возможность группировки вопросов по областям знаний (охрана труда, промышленная безопасность, технология и др.); визуальная демонстрация пробелов в знаниях работников (отчет должен показывать области знаний и ошибок); возможность оперативного изменения информации в системе; возможность применения системы для обучения персонала. Спектр вопросов охватывает все необходимые области знаний: требования внешних нормативных документов, производственных инструкций, технологических регламентов, плана ликвидации аварийных ситуаций, плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, стандартов компании.

Благодаря совместной работе специалистов Управления главного метролога и Управления по работе с персоналом появи- лась собственная программа тестирования, которая наиболее полно отвечала целям проекта. Параллельно руководство цехов заводов кропотливо готовило вопросы и ответы по всем рабочим профессиям с учетом специфики каждого рабочего места.

Новая программа Тест Про 2.0 [1]  способна справиться с большим количеством рабочих специальностей и вопросов в системе, а интерфейс программы удобен для работы и восприятия тестов.  В настоящее время проектом охвачено основное производство компании, а это 24 производственных цеха и около 100 рабочих профессий. За период внедрения Тест Про 2.0 тестирование прошли более 3000 рабочих нашей компании. На сегодняшний день база Тест Про включает около 23 500 вопросов.

Работа с подразделениями ведется в оперативном порядке, а опыт работы с системой и работниками дает возможность для совершенствования процедуры в целом. Эффективность системы подтверждается отзывами руководителей цехов.

КАДРЫ РЕШАЮТ ВСЕ

Работа современного предприятия, особенно в такой высокотехнологичной сфере, как нефтехимия и нефтепереработка, давно немыслима без сложного оборудования и технологий. Каждый год требования к безопасности и эффективности технологий и оборудования повышаются. Точно так же растут и требования к квалификации персонала, который работает с этим оборудованием и обладает знанием сложных технологий, занимается техническим обслуживанием и ремонтом производственных мощностей.

Грамотный, хорошо обученный и подготовленный персонал – это всегда ценный актив компании, который позволяет ей не только сохранять текущие позиции в производстве, но и повышать эффективность своей работы, развивать новые мощности и направления.

В последнее время мы наблюдаем, как возрождается некогда утраченный престиж рабочей профессии. Выпускники ведущих технических вузов обсуждают свои перспективы развития, осознавая, что способность проводить глубокую техническую экспертизу приходит с большим опытом работы, а понимание всех тонкостей производственного процесса начинается с работы оператора и машиниста.

В обращении к школьникам, студентам и выпускникам вузов мы подчеркиваем, что путь от рабочего до мастера занимает годы упорного труда и неослабевающего интереса к своей работе и ведет к профессиональным успехам и руководящим должностям на крупнейших промышленных предприятиях. Строя свое будущее, каждый создает будущее нашей страны.

 Уважаемый Айрат Азатович, уважаемые коллеги! 

От имени коллектива ООО «Газпром добыча Астрахань» и от себя лично сердечно поздравляю с 70-летием со дня образования ООО «Газпром нефтехим Салават»!

За семь десятилетий «Газпром нефтехим Салават» прошел большой и трудный путь от комбината по выпуску бензинов и дизельного топлива до одного из ведущих нефтехимических комплексов России, осуществляющих полный цикл переработки углеводородного сырья и производство более 80 наименований продукции.

Сегодня Общество «Газпром нефтехим Салават» осуществляет отгрузку продукции нефтепереработки и нефтехимии более чем в 20 стран ближнего и дальнего зарубежья, в том числе в Финляндию, Китай, Бразилию, Великобританию, страны Западной Европы, Балтии, имеет репутацию надежного делового партнера и устойчивые позиции в ключевых рейтингах страны.

За успехами и достижениями компании стоят кропотливый повседневный труд, глубокие профессиональные знания, умение находить нестандартные и эффективные решения. Высокая квалификация сотрудников, огромный технический потенциал, грамотные управленческие решения и преданность

любимому делу позволяют успешно развивать предприятие и внедрять новейшие разработки.

На протяжении ряда лет ООО «Газпром нефтехим Салават» – надежный партнер астраханских газовиков в области переработки стабильного конденсата, ШФЛУ, вырабатываемых Астраханским ГПЗ.

Мы высоко ценим совместную плодотворную работу.

От всей души желаю коллективу ООО «Газпром нефтехим Салават» дальнейших достижений и побед на всех фронтах: производственном, инновационном, социальном и личном. Пусть всегда хватает сил и энергии на реализацию новых планов и получение позитивных результатов, а судьба дарит только радостные и яркие события.

Крепкого здоровья, счастья, стабильности и благополучия!

Генеральный директор ООО «Газпром добыча Астрахань» А.В. Мельниченко

В начале 2017 г. был разработан и вступил в действие Стандарт «Экологическая политика и цели, программы и планы природо- охранных мероприятий» [1]. Указанный документ установил порядок составления, принятия и актуализации значимых экологических документов: Экологической политики, долгосрочной Программы природоохранных мероприятий, а также ежегодного Плана экологических мероприятий.

Таким образом, устанавливается вертикальная процедура принятия экологических документов: Экологическая политика – долгосрочная Программа природоохранных мероприятий – План природоохранных мероприятий на текущий год. Каждый из указанных документов содержит требования по финансовым и человеческим ресурсам, которые будут направлены на решение экологических задач. При этом каждый документ разрабатывается на основании определенной уникальной процедуры, которая принимает во внимание действующее законодательство России, Республики Башкортостан и ПАО «Газпром».

Несомненными достоинствами Стандарта и, как следствие, каждого документа, который разработан на его основе, являются преемственность между новым документом и ранее существующей версией, использование экологических результатов прежних лет и опора на финансовые возможности Общества. Важно отметить, что и собственно Стандарт, и принятые на его основе документы учитывают экологические документы ПАО «Газпром» и ООО «Газпром переработка». Это создает дополнительную интеграцию нашего Общества в структуру газовой монополии.

ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Программа природоохранных мероприятий 2016–2020 гг. [2] разработана на основании указанного Стандарта и является преемником Перспективной экологической программы 2011– 2015 гг. [3]. Все мероприятия Программы скомпонованы по трем группам, в зависимости от целей, на которые они направлены:

– мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду;

– мероприятия по выполнению законодательных требований;

– мероприятия по предупреждению негативного воздействия на окружающую среду.

Общее число природоохранных мероприятий, которые планируются к реализации, составляет 27.

Мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду включают десять проектов. Реконструкция очистных сооружений, ввод в эксплуатацию установки сульфидно-щелочных стоков – это высокобюджетные проекты, реализация которых позволит снизить негативное воздействие на главную водную артерию Респуб- лики Башкортостан – р. Белая.

Пять мероприятий в подразделениях газохимического завода позволят снизить выбросы аммиака в атмосферу г. Салавата. Экологический эффект от их реализации будет очевиден после внедрения.

Монтаж установки рекуперации паров на площадке товарно-сырьевого цеха нефтеперерабатывающего завода будет способствовать снижению выбросов в атмосферу загрязняющих веществ, в том числе сероводорода.

Рекультивация нарушенных территорий вернет в хозяйственный оборот свыше 55 га земель в регионе присутствия Общества.

Комплекс мероприятий по выполнению законодательных требований включает:

– разработку разрешительной документации, которая позволит Обществу осуществлять свою деятельность в строгом соответствии с природоохранным законодательством;

– выполнение контроля за природными средами в рамках производственного экологического контроля;

– накопление и передачу отходов Общества специализированным организациям на утилизацию, обезвреживание и/или размещение;

– повышение квалификации руководителей и специалистов в области обращения с опасными отходами.

Мероприятия по предупреждению негативного воздействия на окружающую среду реализуются на НПЗ. В их числе – ввод в эксплуатацию блока КЦА, модернизация схемы откачки газов разложения с ЭЛОУ-АВТ-6 на установку очистки и компримирования газов цеха № 8, установка горизонтальной емкости и резервного насоса Л-35/6.

В части водоотведения запланировано техперевооружение в цехе № 54 газохимического завода на установке химической очистки воды.

Говоря о значимых мероприятиях, предусмотренных Программой природоохранных мероприятий 2016–2020 гг., необходимо также отметить работу по обеспечению функционирования Системы экологического менеджмента.

В ноябре 2017 г. прошел ресертификационный аудит, который подтвердил соответствие Системы экологического менеджмента новому национальному стандарту ГОСТ Р ИСО 14001–2016 [4] и международному – ISO 14001:2015 [5].

Основной целью аудита было подтверждение соответствия Системы менеджмента требованиям национального и международного стандартов, выполнения запланированных мероприятий и соответствия экологической политике Общества. Во время проведения ресертификационного аудита руководители и персонал ООО «Газпром нефтехим Салават» продемонстрировали осведомленность и компетентность как в вопросах своих производственных обязанностей, так и в области экологии. Ресертификационный аудит Системы менеджмента качества был проведен Ассоциацией по сертификации «Русский регистр».

ГОД ЭКОЛОГИИ

В соответствии с Указом Президента РФ [6] 2017 г. был объявлен Годом экологии. ООО «Газпром  нефтехим Салават» активно включилось в работу по проведению тематических мероприятий, популяризации природоохранной деятельности и реализации природоохранных мероприятий.

Мероприятия, запланированные Обществом, вошли в состав планов проведения Года экологии российского [7], республиканского масштаба [8] и ПАО «Газпром» [9]. Всего было запланировано и проведено 29 мероприятий. Среди них – публикации в СМИ и тематические рубрики в корпоративной газете и на радио. Был реализован проект «Ты + Я = Земля», выходили видеосюжеты на ТВ и в социальных сетях. Проводились ознакомительные уроки для школьников г. Салавата – им рассказали о компании «Газпром нефтехим Салават» и ее экологических проектах. Заработал экологический раздел на корпоративном сайте, организована электронная приемная. Посвященная Году экологии тематическая смена прошла в Детском оздоровительном центре «Спутник». Проведен экологический субботник «Зеленая Весна». Прошла серия ознакомительных экскурсий для учащихся школ и ветеранов предприятия, а также были организованы пресс-туры для общественности. 

Капитальный ремонт включает сложнейший комплекс работ по восстановлению технических качеств и работоспособности оборудования цехов, производств и подразделений. За время осуществления капитального ремонта проводятся полное диагностирование, ревизия и при необходимости ремонтно-восстановительные мероприятия на всех видах оборудования. При подготовке и проведении капитального ремонта возникает необходимость задействования значительного количества персонала, вовлечения большого числа вспомогательной техники и оборудования различного назначения. Сочетание столь масштабных объемов разнообразных выполняемых работ в условиях компактности современного производства неизбежно сопровождается трудностями в организации всего процесса капитального ремонта. Приходится принимать во внимание его финансовую составляющую и возможности поставщиков. Учесть все перечисленные аспекты удается за счет применения качественно нового подхода к диагностированию оборудования, организации и планированию его своевременной замены и ремонта, а также к контролю качества выполняемых работ подрядными организациями.

Исходя из перечисленных особенностей на первое место в общем процессе выходит качественная организация ремонта отдельных видов оборудования. В ООО «Газпром нефтехим  Салават» эксплуатируется более  4 тыс. ед. машинного оборудования, в частности центробежные, поршневые и винтовые компрессоры и насосные агрегаты. До недавнего времени их ремонт осуществлялся по системе планово-предупредительных ремонтов, основанной на наработке оборудования в часах. Наряду с таким очевидным достоинством, как простота планирования и контроля, система планово-предупредительных ремонтов имеет и ряд недостатков, в числе которых отсутствие гибкости при изменении сроков ремонтов (например, внеплановый ремонт) и проведение ремонтных работ на оборудовании независимо от его технического состояния. Полностью исправные насосы подвергаются остановке, разборке и замене деталей узлов, в то время как для выявления неисправных единиц оборудования необходимо проведение дополнительной диагностики, зачастую не предусмотренной в системе планово-предупредительных ремонтов.

Современные методы диагностики позволяют определять и отслеживать изменение состояния оборудования, указывают на неисправности конкретных деталей и узлов. В свою очередь, это позволяет перейти от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по фактическому техническому состоянию.

В настоящее время в ряде цехов и подразделений ООО «Газпром нефтехим Салават» проводится, а в отдельных цехах уже завершен переход на систему ремонтов оборудования по фактическому техническому состоянию (ФТС). Эта современная система технического обслуживания оборудования обладает целым рядом преимуществ.

При проведении ремонтов по ФТС предусмотрен комплекс таких дополнительных мер, как оснащение стационарными системами контроля и мониторинга, одновременно контролирующими все важнейшие параметры насосно-компрессорного оборудования (НКО), и дополнительная периодическая вибрационная диагностика переносными приборами.

На основе анализа данных со стационарных систем и переносных измерительных приборов сокращаются число и длительность внеплановых простоев, точно и заблаговременно обнаруживаются и в положенный срок устраняются возникающие дефекты. Появляется возможность разрабатывать мероприятия по предотвращению повторного возникновения причин неисправностей, проводить модернизацию различных узлов оборудования.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что внедрение средств диагностирования, в частности вибродиагностики, –  один из важнейших факторов повышения безопасности, надежности и экономической эффективности эксплуатации промышленного оборудования.

Переход на ремонты по ФТС обеспечивает не только экономический эффект от оптимизации ремонтов, но и усиление контроля за работающим оборудованием, своевременное принятие необходимых мер, особый контроль оборудования и, как следствие, предотвращение аварийных остановок, сокращение затрат на восстановление разрушенного оборудования, сохранение здоровья и жизни людей.

За последние три года в  ООО «Газпром нефтехим Салават» произошло множество существенных изменений в управлении системой ремонтов и совершенствовании проводимых мероприятий. В организации и выполнении этих работ значительную роль сыграли специалисты Управления главного механика (УГМ).

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ  И ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ

В 2015 г. при реализации Программы мероприятий по переходу на двухлетний межремонтный пробег (МРП) был внедрен этот тип проведения капитального ремонта для основной части технологических цехов и установок Общества.

За счет перевода цехов на двухлетний МРП сократились простои, связанные с остановом и пуском производств, снизились затраты на разборку и сборку оборудования. При этом все плановые объемы диагностики и ревизии оборудования выполняются в соответствии с требованиями действующей научно-технической документации. Одним из важных достоинств перехода на двухлетний МРП стало увеличение маржинальной прибыли Общества за счет исключения ежегодных остановок.

В состав УГМ Общества был введен проектно-конструкторский отдел (ПКО), который при проектировании вовлекает материалы из сверхнормативного запаса Общества, выполняет проекты по заказам от подразделений Общества и дочерних организаций, а также проекты по мероприятиям поддержания основных фондов (ПОФ). Это позволяет получить значительную экономию за счет замещения внешних проектных организаций.

При появлении ПКО в составе УГМ появилась возможность проводить раннее проектирование по заказам подразделений для выполнения ремонта технических устройств на плановой основе, что, в свою очередь, сократило внеплановые заявки на ремонты. Увеличен на 42 % выпуск проектов по внедрению мероприятий ПОФ, на 24 % – проектов по ремонту трубопроводов в целях планирования ремонтных работ в 2018–2022 гг. Загрузка ПКО в меж- ремонтный период возросла за счет проектов ПОФ и ранней ревизии оборудования. В штат ПКО введена группа сопровождения проектов, при этом проектировщики освобождаются от непрофильных задач.

С 1 октября 2015 г. в состав УГМ был введен ремонтно-механический цех (РМЦ). На тот момент штатное расписание составляло 69 ед., а с 15 марта 2016 г. РМЦ начал работы по заказам технических служб Общества. 1 января 2017 г. был организован Участок по общестроительным работам (численность сотрудников –  10 чел.), который полностью укомплектован и выполняет работы по подготовке к осенне-зимнему периоду. На 31 декабря 2017 г. численность РМЦ составила 81 чел. (при штатной численности 89 чел.), выполнено 1479 заказов, из которых 568 подлежали завершению в течение 24 ч.

Силами собственного РМЦ выполняются работы по ремонту и монтажу технологических трубопроводов и аппаратов по актам отбраковки и проектам.

ОПТИМИЗАЦИЯ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

В 2015 г. организована работа по уменьшению сверхнормативных складских запасов. В период с 2015 по 2016 г. она выполнялась силами технических управлений совместно с Управлением материально-технического обеспечения. В 2017 г. в штате структуры технического директора Общества организована группа сопровож- дения ремонтов и проработана схема взаимодействия служб ООО «Газпром нефтехим Салават» и подрядчика по согласованию и получению давальческих товарно-материальных ценностей (ТМЦ) по плановым и дополнительным работам. После этого доля вовлечения сверхнормативного запаса ТМЦ по внеплановым работам увеличилась с 14 до 62 %, а по плановым сметам – с 5 до 24 % по сравнению с 2016 г.

В конце 2015 г. была введена процедура планирования ремонтной деятельности с проведением защиты на Техническом совете Общества, благодаря чему удалось повысить качество планирования, исключить выполнение ненормативных работ и тем самым минимизировать необоснованное расходование денежных средств.

В 2017 г. выпущена новая редакция Стандарта, учитывающая все нюансы, изменения и процедуры по проведению ремонтной деятельности..

Качество планирования ремонтных работ начиная с 2015 г.  улучшилось, а доля заявок по дополнительным сметам снизилась с 56 % в 2015 г. до 38 % в 2017-м. Освоение плановых смет увеличилось с 82 % в 2015 г. до 94 % в 2017-м.

РЕМОНТ НКО И РЕЗЕРВУАРОВ

С 2016 г. был введен регламент взаимодействия между ООО «РМЗ» и ООО «Газпром нефтехим Салават» в части проведения ремонта динамического оборудования.

В соответствии с анализом проведенных ремонтов НКО за период с мая по декабрь 2015 г. и с января по сентябрь 2017 г. установлено: во втором полугодии 2015 г. было отремонтировано 17 782 ед. НКО; за 12 месяцев 2017 г. отремонтировано 19 011 ед. НКО.

После введения регламента взаимодействия между ООО «РМЗ» и ООО «Газпром нефтехим Салават» и повышения эффективности сов- местного взаимодействия удалось снизить долю просроченных ремонтов НКО с 35,3 % в 2015 г. до 4,5 % в 2017 г. и долю внеплановых ремонтов с 2,2 % в 2016 г. до 0,7 %  в 2017 г.

Вследствие более качественного планирования ремонтов в период с 2015 по 2017 г. наблюдается положительная динамика по увеличению доли отремонтированных резервуаров (с 49 % в 2015 г. до 66 % в 2017 г.) и снижению доли неотремонтированных и исключенных из графика резервуаров (с 28 % в 2015 г. до 4 % в 2017 г.).

В 2017 г. были пересмотрены дефектные ведомости на ремонт резервуаров, а в 2018 г. планируется сформировать оборотный фонд стандартного металлопроката и технических устройств по ремонту резервуаров для исключения простоев за счет срыва сроков поставок ТМЦ, а также для оперативного ремонта дефектов, выявленных по результатам диагностики.

Анализ статистики по ревизии запорно-регулирующей арматуры показывает, что после проведения модернизации участков по ремонту арматуры среднее значение ревизируемой арматуры за сутки увеличилось до 200 ед/сут., начиная с 2017 г.

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ  И БЕЗОПАСНОСТЬ

Немаловажный фактор в обеспечении промышленной безопасности и надежности технологического оборудования в ООО «Газпром нефтехим  Салават» – своевременное проведение диагностики, испытаний и освидетельствования технологического оборудования, а также экспертизы промышленной безопасности. Диагностику и освидетельствование оборудования осуществляет одно из подразделений Управления главного механика, для экспертизы промышленной безопасности привлекаются специализированные экспертные организации, имеющие лицензию Ростехнадзора. По результатам диагностирования регулярно составляются перечни оборудования, подлежащего дополнительным объемам диагностирования. Выявляются причины, вызвавшие необходимость проведения таких типов контроля, составляются планы мероприятий по предотвращению негативного воздействия данных причин на безопасную эксплуатацию оборудования. В рамках работ по экспертизе промышленной безопасности и по ее результатам разрабатываются и в дальнейшем реализуются мероприятия по повышению уровня промышленной безопасности и надежности технологического оборудования. Только за 2017 г. в Обществе проведено более 4 тыс. экспертиз промышленной безопасности технических устройств, разработано более 800 мероприятий и установлены сроки их реализации. Большинство мероприятий направлены на обновление парка технологического оборудования с заменой более современным, экологичным и менее энерго- и металлоемким, т. е. отвечающим новейшим требованиям развития промышленного предприятия.

Своевременная качественная диагностика служит ключом к безаварийной работе оборудования. Во главе качественного диагностирования стоит Лаборатория металлов, возглавляемая М.М. Фельдманом, заслуженно признанная лучшей в регионе, по оценке ведущих российских организаций в области диагностирования.

Лаборатория металлов была соз- дана в 1962 г. Небольшой коллектив из 15 сотрудников располагал несколькими приборами для ультразвукового контроля, механических испытаний и химических анализов. На первых порах в работе использовалось считаное количество нормативных документов.

В настоящее время в штате лаборатории – 54 высококлассных специалиста, владеющие  20 специальностями и профессиями. Персонал аттестован по восьми методам неразрушающего контроля. В распоряжении лаборатории – около 100 приборов и 40 наименований испытательного оборудования, 15 металлообрабатывающих станков. Лаборатория выполняет более 30 видов испытаний, при которых определяются более 100 параметров, характеризующих состояние объектов контроля – элементов технологического оборудования. Приборы и испытательное оборудование размещаются в 20 помещениях общей площадью более 1000 м2.

Система обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации технологического оборудования основывается на результатах работы Лаборатории. Теперь информация о техническом состоянии оборудования доступна специалистам в любой момент времени, что позволяет своевременно принимать решения о необходимости ремонта, замены или срочной остановки. В ходе этих работ было выявлено и устранено большое количество недопустимых дефектов, которые могли привести к разрушению технологического оборудования.

В основе организации и проведения качественного ремонта лежит самоотверженный труд профессионалов – от аппаратчиков и лаборантов до руководителей Общества. Их знания и навыки позволяют подготовить оборудование к ремонту, выявить дефекты и выяснить причины их возникновения, провести ревизию, ремонт, настройку оборудования и приборов. В их надежных руках – своевременное планирование, организация, проведение и контроль всех ремонтных работ и последующий пуск производства в эксплуатацию. Безопасная эксплуатация предприятия – общее дело, основанное на личном вкладе каждого. 

Предприятие ООО «Газпром нефтехим Салават» уникально тем, что объединяет в себе как первичные процессы разделения и переработки нефти и газового конденсата, так и сложные процессы нефтехимического и газового синтеза. Всего в производстве задействовано около 100 технологических установок, при этом глубина переработки сырья превышает 90 %. Спектр продукции составляет более  85 наименований, а ежегодная переработка сырья – более 6 млн т/год. При этом технологический процесс производства отличается высокой гибкостью, позволяющей перерабатывать различные потоки сырья, выбирать режимы работы установок, в результате чего предприятие может делать акцент на производстве наиболее дорогостоящих видов продукции, получая при этом максимальную прибыль.

В данных условиях особо важным является вопрос оптимального планирования производства, в ходе которого определяются следующие факторы: выбор сырья и его количества; выбор режимов работы технологических установок; конфигурация направления потоков внутри предприятия; расчет оптимальных рецептур смешения товарной продукции; перечень продуктов и их соотношение.

В конечном счете целью оптимизации производства является максимизация маржинальной прибыли предприятия (рис. 1). Учитывая множество коммерческих и технологических ограничений, данную задачу не решить без специализированного программного обеспечения. На  ООО «Газпром нефтехим Салават» данным программным обеспечением является Aspen PIMS [1].

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Aspen PIMS (Process Industry Modeling System) – это инструмент для максимизации прибыли предприятия при заданных внешних (конъюнктура рынка, спецификация на продукцию) и внутренних (доступные технологические режимы работы) условиях. К тому же Aspen PIMS позволяет производить оценку эффективности переработки альтернативных видов сырья, определять режимы работы технологических установок, рассчитывать оптимальное смешение товарной продукции, проводить анализ возможности и целесообразности строительства новых и модернизации существующих установок.

Технико-экономическая модель предприятия в Aspen PIMS представляет собой математическую интерпретацию основных промышленных процессов производственной площадки  ООО «Газпром нефтехим Салават».  Модель построена на базе методики линейного программирования с использованием специализированной системы моделирования перерабатывающей промышленности. Модель Aspen PIMS ООО «Газпром нефтехим Салават» максимально точно описывает все физико-химические процессы, вплоть до нелинейности потребления энергоресурсов при изменении загрузок установок, что напрямую отражается на формировании себестоимости продукции и, как следствие, на финансовых результатах деятельности предприятия.

АНАЛИЗ МОДЕЛИ

На рис. 2 приведена принципиальная структура построения процесса планирования в  ООО «Газпром нефтехим Салават».

Экономический эффект от оптимизации текущего производства напрямую зависит от степени детализации модели PIMS. Компанией AspenTech условно принято пять уровней детализации, или сложности, модели. При этом на основании статистических данных по предприятиям нефтегазового комплекса России экономический эффект от модели 5-го уровня сложности оценивается в 75 руб. на 1 т перерабатываемого сырья.

Согласно экспертному заключению модель ООО «Газпром нефтехим Салават» соответствует 3-му уровню сложности, что позволяет получить около 35 руб. эффекта на 1 т перерабатываемого сырья. На 2018 г. запланированы работы по доведению модели оптимизационного планирования до 4-го уровня сложности, что позволит достичь эффекта около 65 руб. на 1 т сырья. Повышение детализации модели планируется за счет формирования зависимостей материальных балансов от различных показателей качества сырья установок.

Повышение сложности и адекватности модели невозможно без применения сопутствующих программных продуктов, моделирующих основные процессы переработки углеводородного сырья и нефтехимии:

– Crude Manager [2] позволяет моделировать полный набор свойств нефтяного сырья, а также прогнозировать выход и свойства продуктов атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установок от сырья разных видов;

– Aspen HYSYS, Petro-SIM, UniSim Design [3–5] и т. п. позволяют моделировать технологические режимы работы установок АВТ, а также реакторных систем, таких как риформинг, гидроочистка, каталитический крекинг и др.;

– SPYRO Suite [6] позволяет моделировать работу печей пиролиза, в зависимости от сырьевой корзины и жесткости режима.

Механизм взаимодействия данных систем с PIMS представлен на рис. 3. Перечисленные программные продукты формируют наиболее точные исходные данные для расчетов в PIMS. Результаты расчетов передаются в PI-систему предприятия. Таким образом, совокупность данных систем поз- воляет получить инструмент для точного и оперативного расчета плана производства.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Оценочный суммарный эффект от комплексного подхода к моделированию и планированию производства при помощи всех перечисленных систем представлен на рис. 4.

Кроме прямого экономического эффекта при планировании текущего производства эффективность применения Aspen PIMS доказана по следующим направлениям:

– оценка возможности использования новых видов сырья и производства новых видов продукции;

– оценка экономического ущерба от внеплановых остановок и проведения ремонтных работ;

– расчет цен безубыточности определенных видов продукции;

– формирование трехлетнего плана социально-экономического развития предприятия;

– стратегическое планирование и оценка инвестиционных проектов.

Таким образом, применение Aspen PIMS на ООО «Газпром  нефтехим Салават» позволяет не только получать прямой экономический доход и оптимально вести производство, но и выполнять значительный объем необходимой аналитической работы. 

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД

Перспективы развития нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) основаны на целях и задачах стратегии развития Российской Федерации в области нефтепереработки и соответствуют задачам, которые ПАО «Газпром» ставит перед ООО «Газпром нефтехим Салават».

Основные направления развития ООО «Газпром нефтехим  Салават» в области нефтепереработки направлены на выполнение следующих требований:

– Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» [1];

– обязательств по четырехстороннему Соглашению, заключенному Федеральной антимонопольной службой РФ, Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и ПАО «Газпром», направленному на стабилизацию ситуации на рынке нефтепродуктов с гарантиями по объемам выпуска нефтепродуктов и модернизации отрасли [2].

Обязательства по четырехстороннему Соглашению потребовали развития мощностей НПЗ как по объемам переработки, так и по качеству получаемых продуктов. Для обеспечения выпуска автомобильного топлива классов 4 и 5 на ООО «Газпром нефтехим Салават» реализована масштабная модернизация действующего производства.

Реконструирована установка  гидроочистки дизельного топлива Л-24-6. Внедрены схема горячей сепарации гидрогенизата реакторных блоков, схема очистки углеводородных газов стабилизации, автоматизированная система управления технологическим процессом. Произведена замена сырьевых теплообменников, печей, реакторов и другого оборудования. В реакторы была загружена каталитическая система компании Axens, что обеспечило увеличение проектной мощности установки с 900 до 2028 тыс. т/год и получение товарного дизельного топлива с содержанием серы менее 10 ppm, соответствующего требованиям к топливу класса 5. В 2018 г. после замены компрессорного оборудования для повышения соотношения водорода к сырью будут достигнуты все проектные показатели установки.

Выполнено дооборудование установки риформинга Л-35/11-1000 блоком фракционирования риформата. Риформат установки Л-35/11-1000 является основным высокооктановым компонентом товарного бензина, но содержание в нем бензола могло достигать 11 % об. Дополнительное фракционирование позволило выделить из риформата бензолсодержащую фракцию, что помогло снизить содержание бензола в целевом продукте до 0,5–0,9 % об. и получить компонент товарного бензина, отвечающий требованиям Технического регламента по содержанию бензола не более 1 % об.

Построена установка изомеризации пентан-гексановой фракции по технологии компании Axens мощностью 434 тыс. т/год.  Установка предназначена для производства из низкооктановых бензиновых фракций, содержащих пентан и гексан нормального строения, высокооктанового компонента товарного бензина с исследовательским октановым числом (ИОЧ) не ниже 90, не содержащего серы и ароматических углеводородов, обладающего высоким давлением насыщенных паров для обеспечения возможности приготовления топлива с гарантированным пуском двигателя в холодное время года. Ввод установки изомеризации в эксплуатацию обеспечивает производство дополнительно  425 тыс. т/год бензинов класса 5.

Введена в строй установка короткоцикловой адсорбции (КЦА) по технологии и базовому проекту компании Linde. Проект направлен на получение водорода с чистотой 99,7 % об. из водородсодержащего газа и повышения концентрации водорода в водородсодержащем газе сети НПЗ. Производительность блока КЦА – не менее 25 тыс. Нм3/ч по водороду, степень извлечения водорода – не менее 87 %. Более высокая концентрация водорода в сети Общества позволит улучшить показатели работы установок гидроочистки: снизить потери на установках гидроочистки, улучшить качество и увеличить производство топлива класса 5.

Выполняется строительство производства водорода производительностью 20 тыс. т/год по водороду для дополнительного обеспечения НПЗ Общества необходимым количеством водородсодержащего газа с концент- рацией водорода 98–99 % об. Внедряется технология компании Foster Wheeler, выступающей разработчиком базового проекта. Ввод дополнительных мощностей позволит исключить дефицит водорода в сети Общества в период остановки установок риформинга и обеспечить перспективную потребность в водороде в связи с увеличением переработки высокосернистого сырья и пуском комплекса каталитического крекинга с сопутствующими проектами.

Ведется строительство комплекса каталитического крекинга по базовому проекту компании Shell мощностью 1095 тыс. т/год.  Комплекс направлен на углубление переработки нефти за счет увеличения объемов переработки вакуумного газойля с получением высокооктанового компонента товарного бензина класса 5 (ИОЧ не ниже 92) и с содержанием серы менее 10 ppm. В состав комплекса входят: установка каталитического крекинга с блоком фракционирования, установка селективной гидроочистки бензина каталитического крекинга по технологии компании Axens; установка очистки газов пропан-пропиленовой фракции (ППФ) и бутан-бутиленовой фракции (ББФ). Ввод комплекса каталитического крекинга в эксплуатацию обеспечит производство дополнительно более 600 тыс. т/год бензинов класса 5.

Первоначальный базовый проект предполагал работу комплекса на прямогонном сырье с получением компонента смешения товарных бензинов с октановым числом не менее 92 и содержанием серы 100 ppm. В связи с выходом Технического регламента [1], существенно ограничившего содержание серы в автомобильных топливах, необходимо было в рамках комплекса подвергать получаемый бензин каталитического крекинга глубокой пост- гидроочистке с достижением содержания серы 10 ppm. Но данное решение приводило к снижению октанового числа получаемого компонента на 5–7 пунктов. Для обеспечения объемов октанового фонда компонента, получаемого на комплексе каталитического крекинга, было принято решение о внесении изменений в первоначальный базовый проект каталитического крекинга для организации работы на гидроочищенном сырье.

Для обеспечения 100%-ной загрузки комплекса каталитического крекинга гидроочищенным сырьем выполняется модернизация установки Л-16-1. Реконструкция предполагает дополнительный перевод первой нитки на гидроочистку вакуумного газойля установок ЭЛОУ-АВТ-4 и ЭЛОУ-АВТ-6.

Реконструкция блока предгидроочистки установки Л-35/11-1000 обеспечит (после перевода установки гидроочистки вакуумного газойля Л-16-1 на переработку вакуумного газойля, а установки ГО-3 – на переработку дизельных фракций) возможность переработки дополнительного количества прямогонного бензина с получением компонента приготовления нефтехимического сырья (нафты) для пиролиза с содержанием серы менее 10 ppm.

Дополнительно на комплексе каталитического крекинга вырабатывается ценное сырье для нефтехимии: ППФ и ББФ с высоким содержанием олефинов. Для переработки потока ППФ спроектирован блок фракционирования ППФ с целью получения пропилена с дальнейшим использованием на собственной площадке для обеспечения 100%-ной загрузки производства бутиловых спиртов и акрилатов.

Перспективы развития переработки фракции ББФ активно рассматриваются и обсуждаются. В качестве возможных вариантов предлагаются получение метил-трет-бутилового эфира и алкилата, олигомеризация, получение каучука. В данном вопросе ООО «Газпром нефтехим Салават» открыто для диалога с научными организациями и разработчиками технологий для организации квалифицированной переработки данного нефтехимического сырья.

В связи с вхождением в состав ООО «Газпром переработка» одной из целевых задач развития  ООО «Газпром нефтехим Салават» стала необходимость квалифицированной переработки нефтяного и газоконденсатного сырья поставки ПАО «Газпром»: царичанской нефти, оренбургского газового конденсата, сургутского газового конденсата, астраханского газового конденсата, мазута Астраханского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Для решения поставленной задачи реализован ряд мероприятий, обеспечивших максимальную переработку сырья ПАО «Газпром».

Введенная в эксплуатацию в 2012 г. современная установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 позволила увеличить мощности первичной переработки нефти до 10 млн т/год, повысить четкость разделения целевых фракций, а также вывести из эксплуатации морально и физически устаревшие производства ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-5 и АВТ-1, АВТ-3, АВТ-4. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 проектировалась под переработку западносибирской нефти. Увеличения переработки газоконденсатного сырья на ЭЛОУ-АВТ-6 удалось достичь без существенных капитальных затрат за счет проведения организационных и технических мероприятий. Вовлечение в переработку газоконденсатного сырья позволило значительно увеличить выход светлых нефтепродуктов и глубину переработки сырья выше 90 %.

Существующих мощностей переработки сероводородсодержащего газа недостаточно в связи с увеличением объемов переработки высокосернистого сырья поставки ПАО «Газпром» и предстоящим пуском комплекса каталитического крекинга с предгидроочисткой сырья и пост- гидроочисткой бензина. Для обеспечения реализации проектов развития осуществляется строительство новой установки Клауса для переработки сероводородсодержащих газов. У этой установки ожидаются внушительные показатели эффективности – степень извлечения серы составляет 99,2 %, что позволит существенно улучшить экологическую обстановку за счет снижения выбросов SO₂.

Следующим этапом перспективного развития ООО «Газпром нефтехим Салават» является строительство комплекса переработки нефтяных остатков с высоким уровнем конверсии и получением дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Существуют различные процессы переработки нефтяных остатков: каталитические, гидрогенизационные, термические. Наиболее распространен в РФ и в мире термический процесс замедленного коксования, обеспечивающий при относительно низких капитальных затратах высокий выход светлых фракций, выкипающих до 350 °C. Недостатком процесса является необходимость гидроочистки полученных дистиллятных фракций и получение около 30 % кокса – продукта, не имеющего надежного и гарантированного рынка сбыта. В связи с этим на мировом рынке, в том числе в РФ, активно реализуются проекты гидрогенизационных процессов на суспензионных катализаторах. Привлекательность гидрогенизационных проектов объясняется высокой степенью конверсии тяжелого сырья с получением компонентов для смешения товарного топлива класса 5. Для принятия решения о направлении дальнейшего развития ООО «Газпром нефтехим  Салават» по переработке нефтяных остатков специалистами выполнена оценка возможных вариантов переработки, окончательное решение будет принято в ближайшее время. Развитие технологий переработки нефтяных остатков не стоит на месте. Ведущие научно-исследовательские институты РФ в рамках импортозамещения технологий активно развивают данное направление. Возможно, к моменту принятия решения мы будем располагать конкурентоспособной отечественной технологией переработки нефтяных остатков.

ГАЗОХИМИЧЕСКИЙ ЗАВОД

Перспективы развития производства минеральных удобрений газохимического завода (ГХЗ) направлены на повышение доходности продукции за счет снижения себестоимости – стабилизацию работы существующих мощностей по производству аммиака, карбамида, снижение расходных показателей потребления природного газа и пара на единицу продукции.

Ведется разработка проекта по стабилизации работы агрегата аммиака АМ-76 для достижения стабильной работы на мощности 1750 т/сут и снижению потребления природного газа и пара.

Проводится предпроектная работа по увеличению мощности одного из двух действующих производств карбамида для максимального использования аммиака, получаемого на агрегате АМ-76. Планируемое увеличение выработки карбамида до  1400 т/сут с одновременным снижением расхода аммиака и пара на 1 т готового карбамида предоставит возможность на  100 % загрузить ранее реализованный проект развития грануляции карбамида, позволивший предложить на рынке новый ассортимент продукции – карбамид гранулированный.

Достижение заложенных показателей расходных норм по пару и аммиаку производства минеральных удобрений позволит существенно увеличить сумму доходов, получаемую на ГХЗ с каждой тонны продукции.

ЗАВОД «МОНОМЕР»

В развитии завода «Мономер» выделяется целый ряд направлений и вариантов в зависимости от сырья и конфигурации существующей производственной цепочки. Получение первичных мономеров – этилена, пропилена, стирола – это лишь часть задачи, тогда как экономическая эффективность производства возрастает при последующем превращении мономеров в нефтехимическую продукцию (полимеры, спирты, пластификаторы и др.).

Развитие мощностей производства ЭП-300 проводилось за счет поэтапной замены печей и закалочно-испарительных аппаратов, полной модернизации реакторного блока гидрирования ацетилена в этан-этиленовой фракции цеха № 56. В результате была достигнута мощность производства  ЭП-340. Реализация данного проекта открывает возможности увеличения производств, основанных на переработке этилена, в связи с чем перспективы развития предусматривают дальнейшее увеличение мощности ЭП-340 до ЭП-380 и даже ЭП-420.

Развитие завода «Мономер» в значительной мере определяется поставляемым сырьем.  В существующих налоговых условиях государство поддерживает развитие нефтехимии возвратом налогового акциза от переработки прямогонных бензиновых фракций в продукцию нефтехимии. Уникальность площадки  ООО «Газпром нефтехим Салават», на которой совмещены нефтепереработка (НПЗ) и нефтехимия (завод «Мономер»), позволила за счет организационно-технических мероприятий в полной мере реализовать данное преимущество и увеличить объемы переработки нафты на ЭП-340 до 103 т/ч. В перспективе предполагается дальнейшее увеличение. Конфигурация производства  ЭП-340 позволила дополнительно вовлекать этановую фракцию Оренбургского ГПЗ, поставляемую ПАО «Газпром», и достичь стабильного увеличения выработки этилена до 1050–1070 т/сут.

Увеличение выработки первичных мономеров предполагает расширение мощностей производств полимеров. Так, в 2010 г. было введено в эксплуатацию новое производство полиэтилена высокой плотности по технологии Hostalen компании LyondellBasell c высоким марочным ассортиментом выпускаемых полиэтиленов мощностью 120 тыс. т/ год, в том числе трубных марок ПЭ80 и ПЭ100. Дальнейшее увеличение мощностей ЭП-340 дает стимул к развитию производства полимеров на площадке ООО «Газпром нефтехим Салават». Хорошим техническим решением стало бы строительство производства полиэтилена по технологии с петлевым или газофазным псевдо- ожиженным видом реакторов, что позволит расширить существующий ассортимент полиэтилена высококачественными и востребованными на рынке РФ марками.

Положительный опыт развития нефтехимических производств в Республике Татарстан, где реализованы крупные проекты производства полистирола для обеспечения возрастающих объемов потребления, дает стимул ООО «Газпром нефтехим Салават» к развитию собственного производства полистиролов. В 2003 г. на ООО «Газпром нефтехим Салават» была введена в эксплуатацию установка этилбензола-стирола мощностью 200 тыс. т/год. Часть получаемого стирола используется на собственном производстве, но избыток стирола, направляемого на экспорт, достаточен для строительства дополнительного производства полистирола. Специалисты ООО «Газпром нефтехим Салават» выполняют предпроектную проработку по обоснованию строительства и перспективному марочному ассортименту нового производства.

ПРОИЗВОДСТВО АКРИЛОВОЙ КИСЛОТЫ

1 декабря 2017 г. состоялось знаковое событие для всей нефтехимической отрасли России – торжественное открытие комплекса по производству акриловой кислоты и бутилакрилата. Мощность производства составляет  80 тыс. т/год акриловой кислоты, 35 тыс. т/год ледяной акриловой кислоты, 80 тыс. т/год бутилакрилата. По данным показателям это крупнейшее предприятие в РФ, и что особенно примечательно, оно на 100 % обеспечено сырьем собственного производства, поскольку пропилен и бутиловый спирт подаются с завода «Мономер».

Проект реализован с использованием технологии японской компании Mitsubishi Chemical Corporation в сотрудничестве с ОАО «Салаватнефтехимремстрой», Mitsubishi Heavy Industries, Renaissance Construction, Sojitz Corporation.

Высокотехнологичное современное производство акриловой кислоты и бутилакрилата не оказывает негативного влияния на экологию, характеризуется безопасным ведением процессов (простота технологической цепочки и наличие рядом с ней зоны безопасности) и устойчивым режимом работы, применением системы замкнутого цикла, малым энергопотреблением и высоким качеством получаемых продуктов.

В рамках реализации Программы Правительства РФ по импортозамещению в ООО «Газпром нефтехим Салават» создана устойчивая сырьевая база для производства лакокрасочных материалов и продуктов личной гигиены на территории РФ, что снижает зависимость российской химической промышленности от импорта сырья и повышает экспортный потенциал российских продуктов нефтехимии.

Следующим этапом развития цепочки акриловых производных является создание производств для дальнейшей переработки ледяной акриловой кислоты в суперабсорбенты и бутилакрилата в акриловые дисперсии.  В настоящее время ООО «Газпром нефтехим Салават» проводит переговоры с ведущими лицензиарами по организации строительства данных производств.

ГАЗОХИМИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

В настоящее время трендом развития нефтехимии в мире выступает газохимия природного газа с получением этилена, пропилена, синтетической нефти. Мировые научно-исследовательские институты ведут разработки по улучшению процесса Фишера – Тропша, разрабатывают новые технологии, катализаторы, способы получения олефинов в одну стадию. Природный газ – основной продукт, поставляемый ПАО «Газпром» в РФ и другие страны мира, и развитие переработки природного газа в новую продукцию является перспективой для всей отрасли с точки зрения как добычи газа, так и нефтехимии.

ООО «Газпром нефтехим  Салават» активно участвует в развитии данного направления, и это находит поддержку со стороны головной компании  ПАО «Газпром». Специалисты Общества ведут проработку с научно-исследовательскими организациями, потенциальными лицензиарами процессов. 

История предприятия началась в 1948 г. со строительства комбината № 18, предназначенного для гидрирования сернистых мазутов.  В июне 1948 г. в район строительства прибыл первый эшелон с оборудованием и строителями, и уже в 1955-м были введены в эксплуатацию несколько установок нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). В 1960-е гг. комбинат превратился в интенсивно строящийся центр нефтехимии и нефтепереработки. С этой поры отсчитывают свою историю производства, ставшие основой современных заводов.

В составе компании – три основных завода: нефтеперерабатывающий, газохимический и завод «Мономер». Они расположены на одной промышленной площадке недалеко от г. Салавата Республики Башкортостан. Подобная интеграция позволяет осуществлять полный цикл переработки углеводородного сырья, выпускать свыше 80 наименований продукции. Из них 50 видов – крупнотоннажные: бензины автомобильные, дизельное топливо, бутиловые спирты, пластификаторы, полиэтилен, полистирол, аммиак, карбамид и др. Отдельно необходимо отметить, что особенностью нефтепереработки и нефтехимии на ООО «Газпром нефтехим Салават» является способность перерабатывать не только нефть, но и газовый конденсат Группы «Газпром».

Помимо основной деятельности по переработке сырья и производства продуктов нефтепереработки, нефтехимии и минеральных удобрений в компании постоянно ведется работа по комплексной модернизации действующих производств и вводу в эксплуатацию новых установок.

НАПРАВЛЕНИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ

Главные цели развития и комплексной модернизации «Газпром нефтехим Салават»:

– увеличение объемов и расширение ассортимента выпускаемой продукции;

– улучшение качества выпускаемой продукции до уровня европейских стандартов;

– углубление переработки углеводородного сырья;

– обеспечение экологической безопасности.

Для достижения данных целей ООО «Газпром нефтехим Салават» только за последние 15 лет реализовало более десяти крупных инвестиционных проектов. Модернизация осуществляется по четырем основным направлениям.

1. Увеличение объема переработки газового конденсата – ввод в эксплуатацию установок ЭЛОУ-АВТ-4 и ЭЛОУ-АВТ-6 с выводом ТК-2, ТК-3, АВТ-2 (ЭЛОУ-1,  ЭЛОУ-3), АВТ-1, АВТ-3, АВТ-4,  ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-5.

2. Выполнение требований Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 013/2011  «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» [1]: техническое перево- оружение установки ГО-2 (включая узел ввода присадок в дизельное топливо), строительство блока фракционирования риформата на установке Л-35/11-1000, строительство установок изомеризации, короткоцикловой  адсорбции, производства водорода, а также замена каталитических систем на установках ГО-3, ГО-4, Л-16-1.

3. Углубление переработки темных нефтепродуктов – ввод в эксплуатацию установки производства битумов и установки висбрекинга, строительство установки каталитического крекинга.

4. Снижение выбросов и сбросов вредных веществ в окружающую среду в целях улучшения экологии – строительство установки очистки сульфидно-щелочных стоков, реконструкция очистных сооружений и строительство новой установки производства элементарной серы с конверсией Н2S до 99 %.

Увеличение объемов переработки углеводородного сырья произведено в рамках строительства новой установки ЭЛОУ-АВТ-6 проектной мощностью 6 млн т/год. Ввод установки позволил вывести из эксплуатации ряд морально и физически изношенных установок (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-5, ТК-2, ТК-3 и АВТ-1, АВТ-3, АВТ-4). Лицензиаром процесса выступила компания Chemieanlagenbau Chemnitz GmbH, разработчиком проектной документации – ООО «Проектный институт «СГНХП». Объект введен в эксплуатацию в 2012 г. Это позволило довести мощность НПЗ по первичной переработке до 10 млн т/год. Не менее важен полученный экологический эф- фект: снижение выбросов диоксида серы, оксида углерода, диоксида азота за счет установки новых блоков печей, работающих на природном газе.

Помимо ввода установки  ЭЛОУ-АВТ-6 была проведена реконструкция действующих установок НПЗ для обеспечения перехода на выпуск экологичных и высококачественных топлив стандартов «Евро-4» и «Евро-5».

В 2012 г. введен в эксплуатацию блок фракционирования риформата установки Л-35/11-1000, что обеспечило получение высокооктанового компонента бензинов, отвечающего требованиям Технического регламента. Экологический эффект заключается в снижении содержания высокотоксичного компонента – бензола – в товарном автомобильном бензине до уровня не более 1 %.

Реконструкция установки гид- роочистки дизельного топлива Л-24-6 (ГО-2) цеха № 9 НПЗ (объект введен в эксплуатацию в 2015 г.) позволила обеспечить качество дизельного топлива по содержанию серы до 10 ppm.  Целью проведенной реконструкции было получение дизельного топлива марок «Евро-3», «Евро-4»,  «Евро-5», удовлетворяющих Техническому регламенту [1], а также замена морально и физически изношенного оборудования.  Достигнут и экологический эффект: снижение выбросов диоксида серы, оксида углерода, диоксида азота за счет установки новых блоков печей, работающих на природном газе.

В связи с необходимостью обеспечения бесперебойной отгрузки темных нефтепродуктов в количестве 3 млн т/год, выводом из эксплуатации устаревшего оборудования, а также вводом в эксплуатацию ЭЛОУ-АВТ-6 был инициирован проект строительства автоматизированной установки тактового налива темных нефтепродуктов на территории площадки «Г» ТСЦ НПЗ. Реализация проекта в 2015 г. обеспечила внедрение системы автоматического учета отгружаемой товарной продукции, размещение не менее 30 цистерн на каждом железнодорожном пути, повышение надежности и безопасности эксплуатации оборудования.

Глубокая переработка нефти обеспечивается переработкой тяжелых нефтяных фракций и остатков первичной перегонки нефти. Применение деструктивных процессов позволяет резко повысить выработку светлых  нефтепродуктов и газов разложения. С этой целью было принято решение о строительстве производства битумов мощностью  300 тыс. т/год. Разработчиком технологии выступило ГУП  «Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан» (ГУП ИНХП РБ). Ввод в эксплуатацию произведен в 2006 г.

Следующим шагом стало строительство установки висбрекинга. Проектируемая мощность (по сырью) установки висбрекинга составляет 1,5 млн т/год полугуд- рона. Основное преимущество – снижение вязкости полугудрона, что позволяет высвободить объемы высококачественных дистиллятов, вовлекаемых в остатки для получения товарного продукта – мазута: керосино-газойлевой фракции – на 409 тыс. т/год, легкого газойля крекинга – на  69 178 т/год. Лицензиаром процесса выступила компания Shell. Ввод установки произведен в 2008 г. Предусмотренная в проекте установка новых блоков печей, работающих на природном  газе, привела к снижению выбросов диоксида серы, оксида углерода, диоксида азота.

В мае 2017 г. введена в промышленную эксплуатацию установка изомеризации пентан-гексановой фракции мощностью  434 тыс. т/год по сырью для выпуска высокооктанового компонента бензина – изомеризата. Начало проекту было положено в 2011 г. Лицензиаром процесса выступила компания Axens. Продукт, не содержащий серы, бензола и других ароматических соединений, отвечает требованиям Технического регламента и позволяет увеличить объемы выработки товарных бензинов ООО «Газпром нефтехим Салават». Установка изомеризации предназначена для превращения нормальных парафинов, содержащихся в прямогонной бензиновой фракции, в их изомеры с более высокими октановыми числами. Изомеризация проводится на современном высокоактивном катализаторе. Ввод установки также позволил сократить затраты на приобретение дорогостоящей присадки к топливу – метил-трет-бутилового эфира – и использовать собственный изомеризат для повышения качества товарных бензинов.

В 2017 г. произведен ввод установки короткоцикловой адсорбции цеха № 1 НПЗ. Мощность установки составляет 25 тыс. Нм³/ч по конечному продукту – водороду. Базовый проект разработан компанией Linde. Оборудование поставлено компаниями Linde, Howden и Emerson. Установка предназначена для очистки имеющегося на производстве водородсодержащего газа от примесей с получением водорода высокой концентрации. Причиной реализации проекта послужила необходимость увеличения производительности существующих установок гидроочистки, получения нефтепродуктов с низким содержанием серы и, как следствие, потребление большего количества водорода высокой концентрации (не ниже 98 %). Кроме того, ввод установки в эксплуатацию позволил значительно снизить сбросы газов на факел.

В активной фазе находится реализация проекта по производству водорода мощностью  25 тыс. Нм³/ч. Установка предназначена для получения водорода с чистотой 99,9 % об., а также выработки перегретого водяного пара среднего давления. Базовый проект разработан компанией Foster Wheeler. Ввод в эксплуатацию планируется в III квартале 2019 г.

КОМПЛЕКС КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

Самым крупным проектом компании за последние годы стало строительство комплекса каталитического крекинга мощностью 1095 тыс. т/год по вакуумному газойлю. Комплекс предназначен для производства светлых нефтепродуктов из вакуумного газойля, в том числе бензина – 617 тыс. т/год, а также получения ценных углеводородных газов.  В состав комплекса общей площадью 57 185 м² входят следующие объекты: установка каталитического крекинга, установка селективной гидроочистки бензинов, промежуточный парк хранения и подачи сжиженных углеводородных газов, сырьевая бензиновая емкость, блок оборотного водоснабжения, факельное хозяйство, межцеховые и внутрицеховые коммуникации.

Лицензиаром процесса выступила компания Shell. Решающими причинами в выборе именно этого лицензиара послужили не только имеющийся у компании опыт в разработке данного процесса, но и опыт эксплуатации на собственных заводах, что позволяет ей устранять выявляемые «узкие места» в процессе эксплуатации, постоянно дорабатывать технологии и инженерные решения. Сублицензиаром проекта в части разработки установки гидро- очистки бензина каталитического крекинга, входящей в комплекс, выступила компания Axens.

Особенностью взаимодействия с лицензиарами в рамках данного проекта является то, что возобновление в 2011 г. реализации проекта привело к необходимости доработки базового проекта в части изменения качественных показателей продуктов, учитывая изменения Технологического регламента и требований к моторным топливам. Совместно с лицензиарами были проведены работа по пересчету материально-теплового баланса, проверка правильности подбора основного оборудования под новые технологические параметры и внесены соответствующие корректировки. Для проектирования объектов комплекса были привлечены проектные институты с учетом наличия опыта работы с лицензиарами проекта и опыта проектирования подобных производственных объектов: ЗАО «Нефтехимпроект»  (г. Санкт-Петербург), НПК «Кедр-89» («Укрнефтехимпроект»)  (г. Москва, г. Киев), ООО «Проектный институт «СГНХП» (г. Салават), ОАО «ГИАП» (г. Гродно).

В ходе реализации проекта по строительству комплекса каталитического крекинга были применены уникальные организационно-технические решения для доставки крупногабаритного оборудования от изготовителя до промплощадки. В 2015 г. было поставлено водным маршрутом до г. Уфы основное оборудование установки каталитического крекинга – стриппинг-реактор (вес брутто 275 т), регенератор (вес брутто 410 т), стояк реактора и нижний бункер (вес брутто 56 т), которое было изготовлено компанией MAN Diesel & Turbo (г. Деггендорф, Германия). Для доставки этого оборудования были разработаны транспортно-логистическая схема перевозки крупногабаритного тяжеловесного оборудования из г. Деггендорф в г. Салават и план мероприятий, учитывающий весь объем работ, необходимых для доставки груза на площадку (усиление мостов, перенос коммуникаций, «подкопы» и т. п.), с разработкой временного графика выполнения данных работ. В июле 2016 г. была выполнена уникальная для предприятия работа по перекидке оборудования над действующими технологическими эстакадами при помощи крана большой грузоподъемности (1750 т).

Каталитический крекинг остается перспективным процессом, позволяющим значительно снизить объемы остатков атмосферной перегонки, углубить переработку нефти, и является одним из основных источников получения газообразных углеводородов, на основе которых развиваются различные процессы производства высокооктановых компонентов автомобильного бензина и полимерной продукции. Для  ООО «Газпром нефтехим Салават» это самое масштабное строительство за последние 30 лет. Ввод в эксплуатацию комплекса планируется в 2020 г.

ВКЛАД В БУДУЩЕЕ И ЭКОЛОГИЮ

Помимо НПЗ осуществляются модернизация существующих и строительство новых нефтехимических производств.

В марте 2010 г. было освоено производство полиэтилена низкого давления суспензионным методом. Оборудование было поставлено компанией Tecnimont S.p.A. на основании контракта по лицензии LyondellBasel. Производство основано на технологическом процессе Hostalen. Выпускаемый полиэтилен предназначен для производства газовых и водопроводных труб различного назначения и других изделий.

Проведена модернизация комплекса пиролиза ЭП-300 с увеличением мощности до 340 тыс. т/год  по этилену. Перспективная цель –  дальнейшее увеличение мощности до 380 тыс. т/год, а значит, и увеличение производства полиэтилена и полистирола, которые также выпускаются на ООО «Газпром  нефтехим Салават».

Кроме того, ООО «Газпром  нефтехим Салават» принимало активное участие в реализации проектов дочерних компаний Общества.

Произведен пуск производства акриловой кислоты и бутилакрилата мощностью 80 тыс. т/год по акриловой кислоте, 35 тыс. т/год по ледяной акриловой кислоте, 80 тыс. т/год по бутилакрилату, которое является уникальным и не имеет аналогов в России. Комплекс состоит из производства акриловой кислоты, ледяной акриловой кислоты и бутилакрилата. Ввод производства позволил расширить ассортимент выпускаемой продукции. На данный момент ООО «Газпром нефтехим Салават» совместно с дочерней компанией ООО «Акрил Салават» прорабатывает дальнейшее развитие линейки продукции, а именно возможность строительства производства суперабсорбентов. На производстве акриловой кислоты применен принцип замкнутого цикла, для этого использованы отвечающие самым современным требованиям экологической безопасности технологии по утилизации и переработке отходящих газов и сточных вод.

В декабре 2016 г. была введена в эксплуатацию новая парогазовая установка мощностью 410 МВт на территории дочернего предприятия ООО «НСТЭЦ». Установка предназначена для обеспечения тепловой энергией потребителей ООО «Газпром нефтехим Салават» и электрической энергией потребителей энергосистемы Респуб- лики Башкортостан. Ввод нового энергоблока ПГУ-410Т позволит снизить себестоимость электрической и тепловой энергии для Группы компаний ООО «Газпром нефтехим Салават».

Приоритетным направлением развития для ООО «Газпром нефтехим Салават» также стала реализация масштабной инвестиционной программы по модернизации и строительству новых производств для обеспечения соответствия современным нормам промышленной и экологической безопасности.

Немало сделано для улучшения экологической обстановки –  на новых производствах уже в процессе их проектирования и строительства учтены многие аспекты экологической безопасности, а действующие мощности постоянно модернизируются и приводятся к законодательным нормам. Все новые и строящиеся установки отвечают современным требованиям экологической и промышленной безопасности.

В 2018 г. планируется ввод в эксплуатацию установки очистки сульфидно-щелочных стоков НПЗ и завода «Мономер» мощностью 438 тыс. т/год, что позволит произвести нейтрализацию и очистку стоков технологических производств ООО «Газпром нефтехим Салават» до экологически безопасного уровня, снизить нагрузку на биологические очистные со- оружения и увеличить вовлечение оборотной воды.

В связи с несоответствием качества очистки сточных вод требованиям на сброс по ряду показателей и необходимостью повышения эффективности степени очистки сточных вод было принято решение о реконструкции очистных сооружений ООО «Газпром нефтехим Салават». Реализация проекта в полном объеме позволит увеличить производительность очистных сооружений на 22 %  (до 53,2 млн м³/год), нормализовать работу и повысить качество очистки сточных вод ООО «Газпром нефтехим Салават». Будет обеспечена очистка промышленных и городских сточных вод до требуемого уровня соответствия установленным предельно допустимым сбросам на сбросе в речной водоем рыбохозяйственного назначения высшей категории. Станет возможным снизить затраты на эксплуатацию и сократить сброс сточных вод на 68 % и потребление речной воды за счет возврата в систему водоснабжения до 75 % очищенных стоков. Ввод объекта в эксплуатацию планируется в декабре 2020 г.

Реализация запланированных мероприятий поможет существенно экономить на операционных затратах.

Проект строительства установки по производству серы мощностью 60 тыс. т/год является частью Комплексной программы развития завода по переходу на производство продукции экологического класса 5. Основная задача производства – утилизация сероводородсодержащего газа с получением технической серы с остаточным содержанием сероводорода не более 10 мг/кг, при этом степень извлечения серы должна составлять не менее 99,2 %. В состав установки также входит узел гранулирования, из которого будет выходить уже более качественная гранулированная сера. Разработчиком технологии является ГУП ИНХП РБ. Ввод в эксплуатацию планируется в 2021 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках проводимой комплексной модернизации ООО «Газпром нефтехим Салават» получены следующие результаты. Общий объем инвестиций в комплексную модернизацию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств ООО «Газпром нефтехим Салават» за последние десять лет составил более 150 млрд руб. С 2011 г. НПЗ действительно получил ожидаемое развитие и импульс для новых достижений. Объем переработки углеводородного сырья в 2017 г. составил 6,1 млн т, из них газового конденсата – 4,7 млн т. Вывод на проектные параметры установки изомеризации в 2017 г. позволил увеличить выход светлых нефтепродуктов до 73,2 % и глубину переработки до более 90 %. Были приняты решения, направленные на возможность производства высококачественных бензинов и переход на более высокоэкологичные классы бензина.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что компания стабильно движется вперед и продолжает развиваться, отвечая всем вызовам времени и обес- печивая благосостояние своих сотрудников и их семей, развитие города и республики. 

  Уважаемый Айрат Азатович! Дорогие коллеги! 

Примите самые теплые поздравления с 70-летием со дня образования ООО «Газпром нефтехим Салават»!

Созданный в тяжелые послевоенные годы комбинат выполнял задачи высокого значения для народного хозяйства страны. Его история – путь больших трудовых свершений нескольких поколений

нефтепереработчиков и нефтехимиков.

Сегодня ООО «Газпром нефтехим Салават» – один из ведущих нефтехимических комплексов России, производитель высококачественной продукции, востребованной в нашей стране и за рубежом.

Предприятие динамично развивается, реализует перспективные проекты, проводит модернизацию производства.

Поистине значителен вклад ООО «Газпром нефтехим Салават» в социально-экономическое развитие Республики Башкортостан. Благодаря комбинату из небольшого поселка, начинавшегося

с палаток, вырос уютный и благоустроенный город Салават.

Глубокого уважения заслуживает труд коллектива Общества. Его 70-летний юбилей – это праздник настоящих мастеров, профессионалов, которые способны решать самые сложные вопросы.

Оренбургский газовый комплекс и ООО «Газпром нефтехим Салават» связывает многолетнее деловое партнерство. Мы высоко ценим дружбу и добрососедские отношения между нашими коллективами.

От имени оренбургских газовиков желаю вашему предприятию дальнейшего процветания, блестящих достижений, всему коллективу – оптимизма, творческого, созидательного труда, упорства

в достижении поставленных целей и большого счастья!

Генеральный директор ООО «Газпром добыча Оренбург» В.А. Кияев

Завод по производству акриловой кислоты и бутилакрилата стал самым амбициозным проектом ООО «Газпром нефтехим Салават» за последние годы. Потребности российской экономики в этой продукции удовлетворены лишь частично за счет импорта. С пуском производства у компании по- явилась возможность занять свободную нишу в этом сегменте, что отвечает стратегическим задачам, поставленным государством перед ПАО «Газпром», и позволяет снизить зависимость российской химической промышленности от импорта акриловой продукции.

Новое производство акриловой кислоты и акрилатов разместилось на территории ООО «Акрил Салават» с технологической и энергетической привязкой к  ООО «Газпром нефтехим Салават». В него входят производства: акриловой кислоты, мощностью  80 тыс. т/год; бутилакрилата (эфира акриловой кислоты и бутанола), производительностью  80 тыс. т/год; ледяной акриловой кислоты, мощностью 35 тыс. т/год.  Такого масштабного производства по выработке продукции подобных наименований в России еще не было.

Акриловая кислота и акрилаты служат универсальным сырьем для химической и нефтехимической промышленности, в том числе для производства подгузников для детей и взрослых, стиральных порошков, материалов медицинского назначения, клеевых композиций, акриловых дисперсий и акриловых красок, имеющих большую перспективу развития.

Акриловая кислота получается в ходе газофазного окисления пропилена на твердом катализаторе. Бутилакрилат производят в ходе реакции этерификации акриловой кислоты и бутанола в жидкой фазе с использованием катализатора. Эти процессы являются основными промышленными способами производства акриловой кислоты и акрилатов, а технология компании Mitsubishi Chemical Corporation представляет собой сплав технологичности и экологичности.

Сырьем для производства акриловой кислоты является пропилен ЭП-340 производства  ООО «Газпром нефтехим Салават». В качестве сырья для производства бутилакрилата используется бутанол цеха № 52 производства бутиловых спиртов ООО «Газпром нефтехим Салават».

ПЛАНЫ – В ЖИЗНЬ

2012 г.

В 2012 г. были заключены соглашения с японской компанией Mitsubishi Heavy Industries, Ltd (MHI) для разработки базового проекта и сублицензионное соглашение для получения прав на использование технологий по производству акриловой кислоты, ледяной акриловой кислоты и бутилакрилата. Заключен договор (EPC-контракт) на проектирование, комплексную поставку оборудования и строительство «под ключ» с Международным консорциумом в составе компаний MHI, Sojitz Corporation, Renaissance Construction. Также заключен договор «под ключ» с АО «Салаватнефтехимремстрой» на строительство общезаводского хозяйства (ОЗХ).

2013 г.

В 2013 г. состоялись общественные слушания по вопросу строительства нового производства акриловой кислоты. Президент Республики Башкортостан  Р.З. Хамитов и представители общественности посетили строительную площадку.

Делегация во главе с начальником Департамента маркетинга, переработки газа и жидких углеводородов ОАО «Газпром»  К.Г. Селезневым приняла участие в церемонии установки первой сваи в фундамент комплекса акриловой кислоты. Были выполнены демонтажные работы для подготовки строительных площадок, проведены разработка котлованов, возведение монолитных железобетонных и бетонных конструкций фундаментов главных технологических зданий строительной площадки основного производства. Получена первая партия импортного оборудования поставки MHI.

2014 г.

В 2014 г. на строительную площадку основного производства было доставлено крупногабаритное оборудование. Возводились каркасы основных зданий и сооружений, монтировались трубопроводы, сети электричества и контрольно-измерительные приборы (КИП), было начато строительство электрической подстанции и операторной.

На площадке ОЗХ велись строительно-монтажные работы по изготовлению фундаментов и монтажу металлоконструкций.

2015 г.

В 2015 г. на основном производстве были выполнены основные объемы работ по монтажу электрики, КИП, трубопроводов, оборудования, сэндвич-панелей, благоустройству территории, завершено строительство электрической подстанции и операторной, начаты пусконаладочные работы. На объектах ОЗХ производился монтаж металлоконструкций, трубопроводов, технологического оборудования и резервуаров.

2016 г.

В 2016 г. ООО «Акрил Салават» получило свидетельство о государственной регистрации акрилатов в Федеральной службе по надзору в сфере защиты прав потребителей и благополучия человека. Были проведены все этапы регистрации в рамках  REACH – регламента Европейского союза, регулирующего производство и оборот всех химических веществ, включая их обязательную регистрацию. В Федеральной службе по интеллектуальной собственности было получено свидетельство на товарный знак.

На строительных площадках основного производства и объектов ОЗХ были завершены строительно-монтажные, механомонтажные и пусконаладочные работы.

В декабре 2016 г. были проведены пусконаладочные работы на производстве, завершены эксплуатационные испытания с выходом на проектную мощность и достижением гарантийных показателей качества ледяной акриловой кислоты и бутилакрилата.

2017 г.

Успешно проведено опытно-промышленное испытание завода ООО «Акрил Салават» в целях определения возможности производства продукции в соответствии с дополнительными требованиями рынка. За период опытно-промышленных испытаний лабораторный контроль показал, что качество продуктов соответствует аналогам мирового уровня и в значительной степени превышает гарантийные показатели, предусмотренные договором.

В июле 2017 г. успешно завершен первый планово-остановочный ремонт производства (техническое обслуживание и чистка оборудования). Международный консорциум в рамках исполнения условий договора произвел замену гарантийного оборудования и устранение недостатков и замечаний, возникших в рамках опытно-промышленного испытания.

В декабре 2017 г. в г. Салавате состоялось торжественное мероприятие, посвященное вводу в промышленную эксплуатацию завода по производству акриловой кислоты и бутилакрилата.

ПЕРВЫЕ В ВОСТОЧНОЙ ЕВРОПЕ

Уникальный комплекс по производству акриловой кислоты и бутилакрилата (рис. 1) открывает возможность развивать направления, которых до сих пор не существовало в России. Процесс производства суперабсорбентов является логичным шагом в дальнейшем развитии акриловой цепочки. Из-за отсутствия сырьевой базы в нашей стране не производится ни тонны суперабсорбентов, импорт этого продукта составляет 100 %.

Вместе с тем растущий спрос на использование суперабсорбентов и отсутствие конкурентов в области их производства в Восточной Европе при относительно низком уровне затрат на производство пропиленового сырья дают  ООО «Газпром нефтехим Салават» и ООО «Акрил Салават» все шансы заместить импорт этих веществ продукцией отечественного производства уже в ближайшей перспективе.

Объемы продажи ледяной акриловой кислоты на мировом рынке незначительны в силу специальных требований по хранению и транспортировке. Для исключения рисков полимеризации для транспортировки необходимо использовать изотермические танк-контейнеры. Около 70 % ледяной акриловой кислоты, выпускаемой крупнейшими мировыми производителями (Nippon Shokubai, BASF, Evonik, LG Chem, Formosa Plastics, Jurong Chemical), поставляется на аффилированные производства суперабсорбирующих полимеров (САП) (рис. 2) [1].

Суперабсорбирующие полиме- ры – это химические влагопоглощающие вещества в виде гранул со способностью к гелеобразованию под влиянием впитываемой жидкости. Особенность САП состоит в способности впитывать и удерживать до 2 кг жидкости на 1 г сухого полимера и превращаться при набухании в упругий гидрогель. Преимущество гелей на основе ледяной акриловой кислоты состоит в большей чувствительности к изменению уровня рН, что особенно востребовано при производстве изделий медицинского и гигиенического назначения [2, 3].

До 90 % выпускаемых САП применяется для таких средств личной гигиены, как санитарно-гигиенические изделия для детей, женщин, лиц пожилого возраста и людей с ограниченными возможностями (подгузники, простыни, пеленки, вкладыши и т. д.),  а также медицинские изделия (суперабсорбирующие раневые повязки, влагопоглощающие салфетки и т. д.) [4].

Для реализации импортозамещающего проекта на основе акриловых полимеров в целях сырьевого обеспечения развития производства гигиенических изделий рассматривается реализация инвестиционного проекта «Производство суперабсорбирующих полимеров (САП) ООО «Акрил Салават».

Проект направлен на достижение следующих целей: организационно-структурное развитие химического комплекса  ООО «Газпром нефтехим Салават» в части увеличения выпуска высокотехнологичной продукции; развитие внутреннего рынка химической продукции; создание высокотехнологичных рабочих мест (до 150); уменьшение зависимости от зарубежных производителей.

Создание первого производства САП на территории РФ позволит занять до 50 % отечественного рынка. В настоящее время поставки продукции осуществляются только зарубежными компаниями, преимущественно из Японии.

Переработка ледяной акриловой кислоты в последующий технологический передел (САП) на производственной площадке в г. Салавате снижает следующие технологические и экологические риски: соответствия качества показателей ледяной акриловой кислоты согласно спецификациям потребителей при хранении в товарных резервуарах (димеры, содержание основного вещества и т. д.); полимеризации продукции при хранении и транспортировке ледяной акриловой кислоты до потребителей; прочие транспортные риски (в том числе при отправке на экспорт) [5].

Преимущества хранения готовой продукции САП: отсутствие специальных требований по взрывоопасности при хранении; хранение в мешках и «биг-бэгах» в складских помещениях; при обеспечении требуемых климатических условий длительность хранения возрастает с 15–30 дней до трех лет [2].

Основные мощности по получению САП находятся в Азии и Западной Европе. Строительство нового завода по производству САП будет первым на территории Восточной Европы. 

История завода по производству минеральных удобрений началась в 1960 г. Технической предпосылкой организации на комбинате № 18 производства аммиака и карбамида стало наличие оборудования высокого давления, высвободившегося после закрытия завода гидрирования угля. Этому решению благоприятствовало и то, что на комбинате уже действовали цеха по производству водорода, азота и кислорода, необходимых в технологической схеме производства аммиака и карбамида.

Для производства аммиака были перепрофилированы закрытые на тот момент цеха газификации угля, и в 1961 г. был получен первый аммиак. Маломощные, с устаревшей технологией цеха № 2–4, 7 и 25 по производству аммиака не могли обеспечить возрастающие потребности производства карбамида. Их оборудование особых поставок существенно износилось за десятилетия эксплуатации, а импортных запчастей к нему не было. Обеспечивать аммиаком производство карбамида становилось сложнее год от года.

Производство первого карбамида было организовано тоже на мощностях бывшего газового завода по проекту конструкторского отдела комбината. Страна нуждалась в азотных удобрениях. Введенные в строй несколько заводов не удовлетворяли потребности сельского хозяйства и химической промышленности в этих продуктах. В апреле 1964 г. был введен в эксплуатацию цех № 24 по производству приллированного и гранулированного карбамида по голландской технологии, проектной мощностью 360 тыс. т/год. Несмотря на то что освоение цеха сопровождалось трудностями, после ряда реконструкций в 1974 г. цех достиг проектной мощности и даже перекрыл ее.

Очередным этапом развития производства минеральных удобрений на комбинате стало строительство и освоение цеха № 50 проектной мощностью 270 тыс. т/год. Проектировался цех Дзержинским филиалом Государственного института азотной промышленности (ГИАП). Согласно проекту в новый цех карбамида вошли две технологические линии по 135 тыс. т/год каждая, были использованы последние достижения технологии производства карбамида.

В 1975 г. был введен в строй новый цех карбамида № 50, основанный на более совершенной технологии, заметно отличающейся по некоторым аспектам от внедренных в цехах № 1 и 24. В разработке типового проекта современного производства карбамида был учтен опыт эксплуатации действующих цехов, предусматривалось внедрение целого ряда новшеств.

Проект производства аммиака АМ-76 был выполнен Кемеровским филиалом ГИАП и «Башгипронефтехимом» в 1976 г., а строительство цеха началось спустя десять лет – в 1986 г. Завершилось строительство нового современного крупнотоннажного производства аммиака АМ-76 (цех № 54) в 1988 г., проектная мощность составила 450 тыс. т/год. Ввод нового производства благоприятно повлиял на экологию: после его пуска появилась возможность закрыть старые мощности, что положительно сказалось на воздушном бассейне промплощадки и города [1].

РАЗВИТИЕ ГАЗОХИМИЧЕСКОГО ЗАВОДА

В соответствии с решением Правления Общества согласно Приказу № 624 от 7 сентября 2007 г. и в связи с производственной необходимостью с 1 ноября 2007 г. на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» была создана новая структурная единица – газохимический завод (ГХЗ) [2]. В состав ГХЗ входят цеха по производству аммиака, карбамида, кислорода и азота. Продукция завода находит самое широкое применение не только в сельском хозяйстве, но и во многих других отраслях промышленности как на территории России, так и за рубежом.

Одним из ключевых факторов стабильности работы предприятия в современных условиях является конкурентоспособность продукции. С начала 2000 г. по 2010 г. активно велись работы по наращиванию мощностей, уменьшению энергопотребления и улучшению качества товарной продукции на производствах аммиака АМ-76 и карбамида.

Так, на производстве аммиака за данный период проведены следующие работы:

– монтаж трубопровода природного газа с ГРС-4 (давление P = 4,5 МПа) на производство аммиака АМ-76, что позволило исключить из схемы компрессор природного газа поз. 403. Проект внедрен в 2002 г.;

– замена насадки колонны синтеза аммиака поз. 601 с аксиальной на аксиально-радиальную. Проект внедрен в 2003 г. [3];

– замена абсорбента на установке моноэтаноламиновой очистки газа в 2004 г.;

– замена реакционных труб печи риформинга поз. 107 с увеличением внутреннего диаметра на трубы японской компании Kubota в 2006 г.;

– монтаж дополнительных змеевиков в конвекционной зоне печи риформинга поз. 107 для подогрева газовых смесей (исключение из схемы огневого подогревателя поз. 103);

– в 2006–2007 гг. произведена реконструкция установки химводоочистки по проекту ЗАО «Энергокаскад» (г. Москва);

– в 2007–2008 гг. внедрена автоматизированная система управления технологическим процессом;

– в 2009 г. произведена реконструкция проточной части компрессора технологического воздуха поз. 402.

Таким образом, была достигнута производительность по производству аммиака до 1700 т/сут с расходным коэффициентом по природному газу менее 1240 м³/т NH3.

На этом усовершенствование технологии не остановилось, и в дальнейшем принимались меры по стабилизации работы производства на данных нагрузках и дополнительному снижению удельных расходных норм. Были реализованы следующие работы:

– в 2012 г. введены в эксплуатацию конденсаторы испарительного типа на аммиачных холодильных установках;

– в 2013 г. введен в эксплуатацию блок очистки раствора метилдиэтаноламина активированным углем;

– в 2015 г. проведены работы по замене встроенного теплообменника колонны синтеза поз. 601 и шлемовой трубы в целях снижения гидравлического сопротивления блока, произведена замена пучка испарителя поз. 606;

– в 2016 г. осуществлена замена ротора турбины компрессора воздуха поз. 402;

– в 2017 г. проведены работы по обновлению насадки колонны синтеза поз. 601 с заменой катализатора;

– в 2017 г. установлена высокоэффективная горелка на конверторе метана поз. 110 компании Johnson Matthey;

– в 2017 г. произведена замена ротора турбины компрессора синтез-газа поз. 401.

Реализация указанных мероприятий позволила достичь рекордной выработки аммиака за все время существования производства – 563 039 т. Расходный коэффициент при этом составляет менее 1100 м³ на 1 т NH3 (рис. 1).

На производствах карбамида в цехах № 24 и 50 ГХЗ также выполнялись работы по наращиванию мощностей, уменьшению энергопотребления и улучшению качества товарной продукции.

В 2008 г. проведена первая часть модернизации производства карбамида цеха № 50 по проекту ОАО «НИИК» (г. Дзержинск) с последующим планируемым увеличением выработки карбамида до 1000 т/сут [4].

В 2012 г. введена в эксплуатацию установка грануляции цеха № 24 мощностью 1400 т/сут. Базовый проект разработан японской компанией TEC. Рабочий проект привязки к существующим узлам выполнен ГУП «Салаватгипро-
нефтехим» и ОАО «НИИК» [5].

Установка грануляции предназначена для получения гранулированного карбамида. Процесс осуществляется в грануляторе в псевдоожиженном слое, в котором используется комбинация фонтанирующего и кипящего слоев, заключающаяся в напылении расплавленного карбамида на находящиеся во взвешенном состоянии мелкие частицы карбамида.

Первая партия гранулированного продукта с новой установки цеха № 24 была отправлена потребителям в феврале 2013 г. Анализы качества независимых западных сюрвейеров подтвердили преимущества гранулированного карбамида, главными из которых являются высокая прочность и улучшенные агрохимические свойства. Качество продукта соответствует мировым стандартам. Новая форма удобрения широко востребована в Северной Америке и Западной Европе. За пять лет на установке выработано 1 071 039 т гранулированного карбамида.

В 2017 г. в цехе № 24 был введен в работу аммиачный насос высокого давления поз. 12–1 компании URACA. Установка насоса позволила сократить затраты на ремонт старого оборудования и обеспечить более стабильную работу цеха.

В 2017 г. достигнуты рекордные показатели по выработке карбамида цехом № 24 – 372 389,9 т/год (рис. 2).

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОДУКЦИИ В РФ И ЗА РУБЕЖОМ

Бесперебойное производство продукции позволяет обеспечить в полной мере всех аграриев Республики Башкортостан на период весенних сельскохозяйственных работ. Республика – важный потребитель продукции предприятия, поэтому ежегодно заключается меморандум между Министерством сельского хозяйства, АО «Газпром газэнергосеть» и ООО «Газпром нефтехим Салават». Он направлен на обеспечение аграрных предприятий минеральными удобрениями на льготных условиях. Это сотрудничество уже доказало свою эффективность. В период посевной кампании удобрения реализуются круглосуточно, без перерывов на выходные и праздники.

Основных направлений реализации по России – свыше 30: это Алтайский край, Брянская, Владимирская, Вологодская обл., Забайкальский, Краснодарский и Красноярский края, Курганская и Липецкая обл., Приморский край, республики Алтай, Карелия, Крым и многие другие регионы. Странами экспорта традиционно являются Бразилия, Гвинея, Германия, Испания, Малайзия, Перу – они обеспечивают отгрузку около 73 %
всего объема реализуемой продукции.

ПЛАНЫ НА БУДУЩЕЕ

Безусловно, будущее невозможно без дальнейшего развития. Большое внимание уделяется обновлению оборудования завода. В ближайшей перспективе запланирована реализация мероприятий «Техническое перевооружение узла первичной конденсации аммиака с установкой дополнительной секции АВО поз. 604/6 на установке синтеза» и «Замена насадки отпарной колонны поз. 150», как и многих других мер, способствующих улучшению производства.

В настоящий момент ведется разработка проектов:

– «Стабилизация АМ-76 для достижения суточной производительности 1750 т/сут» ОАО «ГИАП» совместно с ООО «СНХП»;

– «Реконструкция секции выделения водорода и аммиака из продувочных и танковых газов установки синтеза производства аммиака АМ-76» ООО «СГНХП»;

– «Модернизация производства карбамида ц. 24 с увеличением производительности до 1400 т/сут».

Запланированные мероприятия позволят и в будущем наращивать объемы выпускаемой высококачественной продукции.

Цех № 5, входящий в состав ГХЗ, обеспечивает кислородом и азотом подразделения Общества. В 2005 г. построена новая установка по производству технического азота и кислорода на замену устаревшего блока АКТ-16-2 с использованием технологии и оборудования французской компании Air Liquide. Работы начались в конце 2004 г. В короткий срок, практически за год, был проделан колоссальный объем работ: построено новое здание, смонтировано все оборудование и проведены пусконаладочные работы. В начале 2006 г. установка была принята в промышленную эксплуатацию, что позволило существенно повысить безопасность технологического процесса и надежность обеспечения потребителей техническим азотом и кислородом. С учетом строительства новых производств ООО «Газпром нефтехим Салават» в настоящий момент прорабатывается вопрос увеличения мощностей по производству азота.

Выполняемая коллективом завода работа направлена в первую очередь на обеспечение безопасности и стабильности производственного процесса, снижение энергозатрат, увеличение прибыли предприятия. Слаженная работа коллектива завода и вводимые новшества позволяют ему конкурировать на равных среди родственных предприятий отрасли. 

На комбинате № 18 нефтехимическое направление появилось в 1960-х гг. Это был период развития вторичных процессов переработки нефти. Попутный нефтяной газ и газовые побочные продукты содержали в составе ценные предельные углеводороды, которые неэкономно сжигались на факелах. На комбинате № 18 было запланировано строительство производства этилена, оксида этилена и его производных. Решение утвердили на совместном совещании руководителей Министерства химической промышленности СССР и Башкирского совнархоза. Мощности были ориентированы на собственное потребление, а также на поставку сырья на Стерлитамакский нефтехимический завод, для чего был специально проложен продуктопровод.

Первым стало производство этилена и пропилена ЭП-40. Его строительство началось в 1958 г., а в 1962 г. были пущены в эксплуатацию четыре печи – пиролиза и отделения газоразделения. Спустя некоторое время производство разделили на два самостоятельных цеха.

На основании тех же решений в г. Салавате в 1958 г. началось строительство производства полиэтилена по проектам ряда немецких компаний. Газоразделение и полимеризация – по проекту «Зальц- гиттер» и «Линде», автоматика –  по проекту «ГВА» и «Сименс», оборудование также поставили эти компании. В проектировании участвовали институты «ВНИИПИнефть» и ОНПО «Пластполимер». В 1968 г. был получен первый стирол. Тогда же была запущена и первая очередь производства полистирола, которая впоследствии была перепрофилирована на производство АБС-пластика.

В феврале 1970 г. Совет Министров СССР принял решение о реконструкции производства полиэтилена в целях увеличения мощности, и в период с 1973 по 1977 г. была проведена реконструкция цеха. В результате мощность производства увеличилась.

По разработанному в 1972 г. проекту ОНПО «Пластполимер» в 1974 г. была запущена вторая очередь производства вспенивающегося полистирола, а затем – ударопрочного полистирола.

Главное направление технической мысли в 1980-е гг. было нацелено на модернизацию и введение установок и производств с более современным оборудованием и улучшенными экологическими показателями. Стартовавшее в начале 1978 г. строительство привело в 1984 г. к запуску комплекса получения этилена и пропилена ЭП-300 с более современными технологией и оборудованием.

В цепи технологических заводов «Мономер» является самым новым звеном. Он выделился из состава завода нефтехимических производств в феврале 1991 г.,  когда генеральный директор  «Салаватнефтеоргсинтез» подписал Приказ о создании завода «Мономер». В состав подразделения вошли производства этилена и пропилена, а также этилбензола и стирола. В 1996 г. было запущено производство бензола.

МОДЕРНИЗАЦИЯ

В течение последних 20 лет завод «Мономер» продолжает развиваться и модернизировать технологические процессы. Осенью 2003 г. введено в эксплуатацию новое многотоннажное производство этилбензола и стирола. В результате решена проблема дефицита сырья для производства полимеров.

В 2004 г. на установке пиролиза началась модернизация печей пиролиза. Введены в эксплуатацию печи нового поколения типа SRT-VI, разработанные компанией «АББ Луммус Глобал».

Произведена масштабная модернизация компрессорного, колонного и реакторного оборудования. К настоящему времени проведенные мероприятия позволили увеличить загрузку производства и выработку товарного этилена (рис. 1).

В 2005 г. начали освоение новой технологии производства вспенивающегося полистирола, не имевшего аналогов в мире. Через два года к заводу присоединили производство полиэтилена высокого давления, а также склад жидких газов и легковоспламеняющихся жидкостей, на базе последних был создан товарно-сырьевой цех.

В связи с реструктуризацией компании в 2010 г. в состав завода «Мономер» вошло производство спиртов и пластификаторов, включающее цеха по производству синтез-газа и водорода, бутиловых спиртов, 2-этилгексанола, фталевого ангидрида (ФА) и пластификатора диоктилфталата (ДОФ).

ПОЛИЭТИЛЕН: ЛУЧШАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

В марте 2010 г. введен в эксплуатацию новый цех и получена первая партия новой продукции –  полиэтилена низкого давления, производимого суспензионным методом. Основным сырьем для этого производства служит этилен, производящийся на действующей установке ЭП-340. Стремясь обеспечить конкурентоспособность продукции, компания приобрела один из лучших в мире технологических процессов производства полиэтилена суспензионным методом. Выполнение базового и детального проектирования объекта началось в 2004 г.  Уникальной особенностью технологии является возможность выпуска более 30 наименований марок полиэтилена с кардинальным различием свойств. Конечной продукцией цеха является полиэтилен в форме гранул.

На сегодняшний день для серийного выпуска в цехе освоены наиболее востребованные на рынке марки полиэтилена: трубная премиальная марка, литьевые марки, выдувные, пленочные. Под меняющийся спрос рынка процесс Hostalen позволяет выпускать несколько видов полиэтилена на одной установке, что дает возможность расширять марочный ассортимент и укреплять конкурентоспособность выпускаемой продукции. На данный момент по запросу ключевых потребителей добавлены еще две литьевые марки.

АССОРТИМЕНТ И КАЧЕСТВО

Сегодня на заводе «Мономер» действуют три больших производства: производство этилена и пропилена, производство полимеров, а также производство спиртов и пластификаторов. В состав первого производства входят цеха:  ЭП-340, бензола и товарно-сырьевой (рис. 2). Производство полимеров состоит из цехов производства полиэтилена высокого давления (ПЭВД), полиэтилена низкого давления (ПЭНД), этилбензола и стирола, полистиролов. Производство спиртов и пластификаторов включает производство синтез-газа и водорода, бутиловых спиртов, 2-этилгексанола, ФА и пластификатора ДОФ.

Основная продукция завода – этилен, пропилен, пиролизная смола, бутилен-бутадиеновая фракция, 2-этилгексанол, пластификатор ДОФ, н-бутиловый спирт, изобутиловый спирт, этилбензол, стирол, ПЭНД, ПЭВД – отмечена золотыми и платиновыми знаками качества. Выпускаемая продукция завода «Мономер» пользуется спросом как на территории РФ, так и за рубежом.

  Уважаемый Айрат Азатович, уважаемые коллеги! 

От имени коллектива ООО «Газпром переработка» и от себя лично сердечно поздравляю руководство, сотрудников и ветеранов ООО «Газпром нефтехим Салават» с 70-летием предприятия!

Созданный в первые послевоенные годы в башкирском поселке Салават комбинат № 18 по производству бензина и дизельного топлива за семь десятилетий своего развития стал одним из крупнейших нефтехимических комплексов России и мира, сконцентрировав на единой площадке полный цикл переработки углеводородного сырья, нефтехимии и производства минеральных удобрений.

Сегодня ООО «Газпром нефтехим Салават» экспортирует продукцию в десятки стран мира.

Как компания, осуществляющая консолидацию корпоративных перерабатывающих активов, мы особенно ценим интеграцию в Группу «Газпром» производственного кластера в Салавате,

объединяющего на своей площадке нефтеперерабатывающий и газохимический заводы, завод«Мономер» и недавно открытый завод по производству акриловой кислоты и бутилакрилата.

В год 70-летия предприятия я хочу пожелать коллективу ООО «Газпром нефтехим Салават» новых побед и открытий на базе высокотехнологичного и экологически безопасного

производства в стратегически важной для России области переработки углеводородов.

Пусть поддержкой в этих достижениях станет крепкое здоровье, любовь и уважение родных и близких. С юбилеем!

Генеральный директор ООО «Газпром переработка», Член Правления ООО «Газпром нефтехим Салават» М.М. Гараев

История завода берет начало с 18 августа 1965 г., когда Приказом № 1603/К по комбинату № 18 было организовано шесть заводов, одним из которых стал нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). На тот момент в состав завода вошли цеха № 8–11, 13, 14, товарно-сырьевой цех, цех конт- рольно-измерительных приборов, ремонтно-механический цех с электрогруппой и лаборатория. Завод был ориентирован на переработку высокосернистой башкирской нефти.

Нефтеперерабатывающий завод никогда не останавливался на достигнутом: с открытием новых месторождений и развитием технологий в 1970-е гг. на заводе была организована переработка нефтегазоконденсатного сырья.

Практически ежегодный ввод новых установок и производств позволял добиваться наилучших результатов в переработке нефтегазоконденсатного сырья. Так, в 1978 г. был достигнут показатель по переработке более чем  12,5 млн т/год (рис. 1). Выработка светлых нефтепродуктов составила около 6,5 млн т/год.

Материальная база устаревала, и на смену первым установкам атмосферно-вакуумной трубчатки были построены современные, отвечающие всем требованиям экологической и промышленной безопасности.  В 1998 г. введена в эксплуатацию установка ЭЛОУ-АВТ-4, а в 2012 г. –  ЭЛОУ-АВТ-6.

В целях использования тяжелых остатков перегонки и получения дополнительного количества товарного продукта в 2006 г. была введена в эксплуатацию установка производства битумов, а в 2008 г. – установка висбрекинга.

В связи с вступлением в действие Технологического регламента Таможенного союза требования к качеству моторных топлив стали ужесточаться. Для обеспечения выпуска моторных топлив, отвечающих требованиям экологического класса 5, в 2012 г. была реконструирована установка ГО-2, что позволило получить дизельное топливо с содержанием серы менее 10 ppm. На установке Л-35/11-1000 был введен в эксплуатацию блок фракционирования риформата в целях получения высокооктанового компонента бензина с содержанием бензола менее 1 % об.

РАЗВИТИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ

В течение последних 20 лет НПЗ продолжает развивать ассортимент сырьевой базы, увеличивать долю переработки газового конденсата (рис. 2). В настоящее время ведется переработка сырья только Группы компаний  ПАО «Газпром». В состав перерабатываемого сырья входят: нефть Царичанского месторождения  ООО «Газпромнефть-Оренбург», топливо газоконденсатное – мазут ООО «Газпром добыча Астрахань», конденсат газовый Сургутского ЗСК ООО «Газпром переработка», конденсат газовый в смеси с нефтью ООО «Газпром добыча Оренбург», конденсат газовый ООО «Газпром добыча Астрахань».

Организация переработки исключительно сырья Группы компаний ПАО «Газпром» потребовала выполнения ряда компенсационных мероприятий. Для переработки нефти Царичанского месторождения было необходимо определить способ транспортирования сырья. В связи с загруженностью сливо-наливных эстакад поиск был направлен на использование трубопроводного транспорта. Выполнена работа по приведению параметров трубопровода и оборудования к требованиям нормативно-технической документации, смонтированы технологические схемы и необходимые узлы учета, позволяющие принимать нефть Царичанского месторождения из Оренбургской обл. в товарно-сырьевой цех НПЗ.

Для увеличения переработки газоконденсатного сырья предлагалось задействовать мощность установки ЭЛОУ-АВТ-6, изначально спроектированной на переработку западносибирской нефти. Отсюда вытекало сразу несколько вопросов: обеспечение транспортирования сырья, сохранение теплового баланса установки и откачка дополнительного объема бензиновых фракций. Решением первого вопроса стала частичная переобвязка сырьевого парка и насосного оборудования. Повышение доли газоконденсатного сырья и использование в качестве сырья нефти Царичанского месторождения (НК-360, 57 % масс.), которая легче западносибирской нефти (НК-360, 49,2 % масс.), приводило к значительному сокращению расхода потока в печи вакуумного блока, поэтому возникла потребность в дополнительных объемах фракции 360-КК. Расчет экономической эффективности показал, что отключение вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-4 и вовлечение мазута ЭЛОУ-АВТ-4 в сырье установки ЭЛОУ-АВТ-6 позволит решить вопрос с тепловым балансом установки ЭЛОУ-АВТ-6 и увеличить переработку газового конденсата.

По заданию Департамента 614 ПАО «Газпром» прорабатывался вопрос организации поставки топлива газоконденсатного – мазута Астраханского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) железнодорожным транспортом. Поскольку температура его застывания составляет 30 °С, пришлось организовать слив путем нагрева мазута с помощью системы циркуляционного разогрева с замкнутым контуром. Таким образом, были обеспечены дозагрузка вакуумного блока установки  ЭЛОУ-АВТ-6 и квалифицированная переработка остатков атмосферной перегонки Астраханского ГПЗ. Реализация схемы вывода фракции НК-120 с установки и направление в качестве сырья на установку гидроочистки бензиновых фракций позволили снять ограничения по откачке дополнительного количества прямогонного бензина с установки.

СОВРЕМЕННЫЕ ДОСТИЖЕНИЯ

Проведенные модернизации и реконструкции действующих производств принесли желаемый результат, и глубина переработки в 2017 г. достигла значения более 90%. При этом существенно вырос показатель по выходу светлых  нефтепродуктов, преодолев рубеж в 73,2 % (рис. 3).

Ввод установок с современными системами управления технологическим процессом позволил внедрить на НПЗ единую информационную инфраструктуру на базе программного обеспечения OSIsoft PI System [1] в 2008 г., что дает пользователям разного уровня доступ к объединенным данным, собранным из разрозненных источников в режиме реального времени, повышает точность и быстроту расчетов, сокращает использование ручного труда. Также на базе PI System организована автоматизированная система учета движения нефти и нефтепродуктов, позволяющая формировать статистическую отчетность по работе производственных единиц и выполнять сведение материального баланса по установкам и заводу в целом.

Сегодня НПЗ включает девять цехов, 20 установок и продолжает укрупняться. В 2017 г. введена в эксплуатацию установка пентан-гексановой изомеризации, что позволило получать высокооктановый компонент бензина – изомеризат, не содержащий серы, бензола, ароматических и непредельных углеводородов.

ЭКОЛОГИЯ

Не остается без внимания воп- рос экологии. Постоянно ведется работа по сокращению сбросов на факел. На комплексном опробовании находится установка по обезвреживанию стоков. При реализации проектов новых установок акцентируется внимание на использовании более совершенных и безопасных технологий.

Повышение требований к экологичности моторных топлив приводит к дополнительным ограничениям по ведению технологического режима. Для снятия этих ограничений планируется ввести в эксплуатацию установку производства водорода, которая обеспечит завод дополнительным количеством водорода высокого качества. Также запланирована эксплуатация установки производства технической серы, которая позволит перерабатывать сероводородный газ с учетом объемов, ожидаемых от пуска новых производств. В 2018 г. введена в эксплуатацию установка короткоцикловой адсорбции, предназначенная для очистки водородсодержащего газа, вырабатываемого на установках НПЗ и завода «Мономер».

ПРИЗНАНИЕ ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ

В целях увеличения глубины переработки и выработки дополнительного количества светлых нефтепродуктов на заводе идет строительство комплекса каталитического крекинга и в ближайшем будущем планируется его пуск.

На площадке НПЗ осуществляется полный цикл производства и выпускается более 15 наименований продукции, соответствующей международным стандартам в области качества и экологической безопасности. В 2007 г. бензин автомобильный марки «Регуляр Евро-92/4» и битум нефтяной дорожный награждены золотым знаком качества «Всероссийская марка (III тысячелетие). Знак качества ХХI века». В 2009 г. битуму нефтяному дорожному марки БНД 90/130 был вручен диплом конкурса «100 лучших товаров России». Знаки качества «Всероссийская марка (III тысячелетие). Знак качества XXI века» получили: золотой – толуол нефтяной, топливо нефтяное – мазут, сырье для производства нефтяных дорожных битумов; платиновый –  бензол нефтяной, битумы нефтяные дорожные вязкие марок БНД 90/130 и БНД 60/90, битумы нефтяные строительные марок БН 70/30 и БН 90/10, бензины для автомобилей марок «Нормаль-80», «Регуляр-92», «Премиум-95», бензины класса «Евро-4» марок «Регуляр Евро-92/4» и «Премиум Евро-95/4», топливо дизельное марок Л-0,2-62,  З-0,2 минус 35, а также вакуумный газойль. В 2012 г. получен диплом Всероссийского конкурса программы «100 лучших товаров России» на толуол нефтяной.  В 2015 г. золотым знаком «Всероссийская марка (III тысячелетие). Знак качества XXI века» награжден битум нефтяной дорожный марок БНД 60/90 и БНД 90/130.  

Айрат Каримов, генеральный директор ООО «Газпром нефтехим Салават»

– Айрат Азатович, компании исполняется 70 лет. В течение этого времени менялись политические и экономические  условия, выросло не одно поколение. Предприятие переживало разные периоды, но неизменно развивалось, даже в трудные времена.

– Источник наших достижений – профессионализм нефтехимиков. Благодаря трудовому коллективу предприятие сегодня входит в число крупнейших компаний отрасли. Мы работаем над большим количеством проектов, реализация которых позволит выйти на новый уровень развития не только в регионе, но и в России. Нужно отметить, что в 2017 г. проделана большая коллективная работа по операционному совершенствованию, в которой основную роль сыграл технологический персонал заводов. Компания повысила свою эффективность и заработала дополнительную прибыль.

– Как бы вы охарактеризовали ключевые моменты в сегодняшней отечественной нефтепереработке и нефтехимии?

– Сегодня в нефтепереработке самое важное – глубина переработки нефти и экологическая безопасность. Все это, безусловно, на фоне надежной работы оборудования. «Газпром нефтехим Салават» поступательно движется по этим направлениям. Что касается нефтехимии, сегодня в отрасли весьма благоприятные условия для развития, наша задача – воспользоваться этим для увеличения производства олефинов и расширения их передела в более маржинальные продукты.

– В последние годы ситуация для нефтепереработки была непростой, это видно и по общей загрузке мощностей, и по динамике инвестиций. Как «Газпром нефтехим Салават» реагировал на новую конструкцию отрасли?

– В 2016 г. в два этапа был запрещен оборот на территории России моторных топлив, не соответствующих экологическому классу 5, а с 2017 г. экспортная пошлина на темные нефтепродукты сравнялась с нефтяной. На фоне слабого внутреннего спроса и дорогой логистики мазут для некоторых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) перестал создавать стоимость как продукт.  В свою очередь, мы решили задачу перехода на класс 5 по дизельным топливам и автобензинам досрочно, еще в 2015 г., а ответом на низкую эффективность темных нефтепродуктов стала оптимизация сырьевой корзины предприятия.

– Многие уже обратили внимание, что предприятие активно наращивает переработку конденсата. Дело только в пошлине на мазут и низких ценах на него?

– «Газпром нефтехим Салават» интегрирован в Группу «Газпром», поэтому наша задача – обеспечить создание добавленной стоимости при углублении переделов того сырья, которое есть у «Газпрома». Производство газового конденсата в стране активно растет из-за освоения глубокозалегающего газа. Так что увеличение загрузки наших мощностей конденсатом решает сразу две задачи: мы сокращаем выход низкомаржинальных товарных темных нефтепродуктов (топочный мазут и аналоги), а «Газпром» получает добавленную стоимость при переделе конденсата в моторные топлива и нефтехимическую продукцию. В цифрах это выглядит так: в 2012 г. «Газпром нефтехим Салават» переработал 4,9 млн т нефти и 1,9 млн т газового конденсата, тогда как в 2016 г. – уже 2,1 млн и 4,4 млн т соответственно. В 2017 г. мы вышли на пропорцию 1,4 млн т нефти и 4,7 млн т конденсата. В прогнозе на 2018 г.  1,4 млн т нефти и 4,94 млн т газового конденсата.

Безусловно, столь резкое смещение в сторону конденсата произошло не так быстро, поскольку газовый конденсат – это не просто легкая нефть. С точки зрения технологических схем и оборудования между этими продуктами есть значительная разница. Так, в некоторых конденсатах больше сернистых соединений, поэтому их концентрация выше и в отбираемых фракциях первичной переработки, в связи с чем большая нагрузка приходится на гидропроцессы в плане каталитических систем и потребления водорода. Да и само по себе увеличение переработки конденсата, например на установке первичной переработки нефти, потребовало целого ряда технических и организационных мероприятий. Также пришлось проделать определенную работу, чтобы приспособить под конденсат сырьевые резервуары, созданные для нефти.

– По приведенным вами цифрам складывается впечатление, что общий объем переработки сырья незначительно, но снижается.

– Если говорить о переработке сырья атмосферных процессов – да, это так. Но в российской нефтепереработке становятся уже привычными прямые поставки полуфабрикатов. Многие компании оптимизируют свою переработку, не строя новые мощности на каждом отдельном заводе, а маневрируя потоками: где-то есть избыток темных нефтепродуктов, и он подается на свободные мощности другого завода, где-то – избыток компонентов бензина, который идет на смешение на еще одно предприятие Группы. Новая тенденция в отрасли – замещение нефти мазутом. Мы не остаемся в стороне и в 2016 г. начали принимать на переработку мазут производства Астраханского газоперерабатывающего завода «Газпрома», где для него не хватает углубляющих процессов, поскольку завод ориентирован на переработку газового конденсата. Для нас же это возможность дозагрузить мощности по темным нефтепродуктам, которые высвобождаются из-за увеличения доли конденсата в общей корзине сырья первичных процессов. Полностью разгружать их нам невыгодно. Во-первых, бензин каталитического крекинга – важный компонент нашего топливного пула, отказаться от него трудно. Во-вторых, нам интересен битум, мы активно работаем над совершенствованием качества. В конце 2015 г. был введен новый ГОСТ на дорожные битумы, требования достаточно жесткие. И хотя это документ добровольного применения, мы ведем работу для достижения заложенных в нем показателей. В частности, по показателю изменения температуры размягчения после старения мы уже близки к норме.

– Как изменения в сырьевой корзине отражаются на показателях переработки?

– В 2012 г. показатель выхода светлых нефтепродуктов у нас составлял 58,4 %, а по итогам  2017 г. – уже 73,2 %. Соответственно, растет и такой показатель, как глубина переработки: в 2012 г. он составлял 74,6 %, а в 2017 г. мы достигли отметки в 90 %.

– Увеличение доли конденсата ведет к росту относительного отбора светлых фракций. Вторичные установки завода готовы принять их в таких количествах?

– Эта проблема потребовала от предприятия комплексного подхода к решению. В 2018 г. «Газпром нефтехим Салават» завершает третий этап реконструкции установки ГО-2, его цель – довести наработку дизельного топлива класса 5 на установке до проектных 2 млн т/год. Вместе с тем гидроочистка питается не только фракциями нефти, вторым сырьем здесь служит водород. Увеличение производительности установки требует и роста производства водорода на площадке. Для решения этой проблемы в 2017 г. мы завершили строительство установки короткоцикловой адсорбции производительностью 42 тыс. м3/ч. Она обеспечит концентрирование водородсодержащего газа риформингов до показателей выше 98–99 %. Также продолжаются работы по строительству новой установки производства водорода чистотой 99 % и мощностью 25 тыс. м3/ч. Она позволит добиться автономности гидропроцессов от нагрузки риформингов и обеспечить водородом растущие потребности «Газпром нефтехим Салават».

– Каковы результаты и дальнейшие планы в области бензиновых процессов?

– Когда мы планировали переход на класс 5, основной проблемой стало избыточное содержание бензола – 2–3 % (при нормативе в 1 %) и содержание серы более  10 ppm. Вопрос по бензолу был решен строительством на установке бензинового риформинга блока фракционирования риформата, на котором удаляется узкая бензолсодержащая фракция, подающаяся на ароматический риформинг. Содержание серы удалось понизить после проведения двух мероприятий. Мы начали принимать новый компонент низкосернистого изопентана со Стерлитамакского нефтехимического завода, а также заменили каталитическую систему на установке Л-16-1, позволившей снизить содержание сернистых соединений в сырье установок каталитического крекинга. Все это позволило нам еще в 2015 г. полностью перейти на класс 5,  при том что пробные партии нарабатывались с 2013 г. Затем мы завершили проект установки изомеризации пентан-гексановой фракции. Мощность установки составляет 434 тыс. т/год. Теперь в распоряжении «Газпром нефтехим  Салават» достаточно богатый набор бензиновых процессов и компонентов и высокие октановые характеристики собственного пула, что снижает необходимость в закупках модификаторов октанового числа со стороны. Но работа по бензиновым процессам еще не окончена, ее заключительный проект – новый комплекс каталитического крекинга с установкой гидроочистки бензина каталитического крекинга.

– Какие цели преследует этот проект?

– С запуском нового каткрекинга, а окончание проекта планируется в 2020 г., мы сможем вывести из эксплуатации старые установки каталитического крекинга, которые не отвечают сегодняшним требованиям по экономичности и эффективности. Новый комплекс будет вдвое мощнее – почти 1,1 млн т/год. Отбор бензина будет больше, а его октановое число – выше. В свою очередь, гидроочистка позволит ввести в наш бензиновый пул новый малосернистый компонент и увеличить производство автобензинов в целом. Как углубляющий процесс, новый каталитический крекинг позволит перерабатывать тяжелые фракции нефти и конденсата эффективнее и в большем объеме. Для «Газпром нефтехим Салават» этот проект – крупнейший за последние 30 лет.

– «Газпром нефтехим Салават» –  это не только нефтепереработка, но и нефтехимия. Какова сегодня стратегия предприятия по этому блоку?

– Как я отмечал ранее, ключевая задача состоит в эффективном использовании наших уникальных сырьевых возможностей, с тем чтобы увеличить до максимума выход маржинальных и востребованных продуктов. На комплексе пиролиза мы хотим достичь максимальной производительности, не строя нового комплекса, а всю продукцию ЭП-340 использовать в наиболее привлекательных направлениях. Сегодня суточная наработка этилена стабильно выше 1000 т/ч и приближается к отметке 1080–1100 т/ч. Это позволяет говорить о годовой производительности 340–360 тыс. т, тогда как целью остается отметка в 380 тыс. т/год.  За счет собственных технических мероприятий нам удается увеличивать производительность установок, перерабатывающих продукты пиролиза. В 2016 г. на комплексе полиэтилена удалось выйти на номинальную загрузку по сырью 15 т/ч при производстве трубных марок, а при производстве выдувных и литьевых марок –  16 т/ч. На комплексе полистирола также удалось несколько нарастить производительность на трех нитках по ударопрочному полистиролу и полистиролу общего назначения. Еще один интересный проект в этом направлении – создание раздельных трактов сбора и налива широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) от разных источников. Сегодня переработка бензина на пиролизе часто выгоднее, чем газового сырья. Раньше мы собирали вместе ШФЛУ от разных источников и направляли на пиролиз. Сейчас, когда ШФЛУ замещается нафтой, встала задача ее эффективной реализации. Но проблема в том, что смесевой продукт имеет низкое качество по содержанию серы, а потому он низкомаржинальный. Требованиям потребителей отвечает только ШФЛУ, образующаяся на установке ГО-4 и большом бензиновом риформинге. В итоге мы построили дополнительный трубопровод и теперь можем раздельно накапливать и наливать в железнодорожные цистерны низкосернистую фракцию.

– А что делается в отношении пропиленовой цепочки?

– В пропиленовой цепочке ключевой для «Газпром нефтехим  Салават» проект – новый комплекс акриловой кислоты и эфиров, введенный в эксплуатацию в прошлом году. Его логика, напомню, заключалась в том, чтобы минимизировать производство малоэффективных бутиловых спиртов и монетизировать пропилен в новом для нас и востребованном рынком продукте с большей добавленной стоимостью,  т. е. проект полностью вписывается в нашу общую стратегию по нефтехимическому блоку.

– Среди ключевых вызовов отрасли вы назвали экологическую безопасность. Как развивается это направление на фоне успехов в области производственных проектов?

– Инвестиции в производственные объекты и объекты экологической направленности идут параллельно и одинаково важны для нас. Сегодня в отрасли все понимают, что экологические инвестиции – это на самом деле инвестиции в операционную эффективность. Среди наших проектов яркий пример такого рода – новая установка очистки сульфидно-щелочных стоков (СЩС). Завод развивается, появляются новые установки и растет загрузка существующих мощностей, т. е. увеличивается объем стоков. В скором времени действующая установка СЩС не сможет справиться с ними. Новая установка позволит, во-первых, снизить нагрузку на биологические очистные сооружения, что сэкономит нам текущие расходы и инвестиции в будущем. Во-вторых, мы сможем нарастить во- влечение оборотной воды, а это прямая операционная экономия. В-третьих, после вывода старой установки СЩС высвободится пространство, потому что три блока новой установки распределены по площадке вблизи ключевых генераторов стоков. Первый блок фильтрации и флотации уже запущен. По блокам очистки стоков от аммонийного азота и сульфидов и от фенолов идут завершающие работы. Следует особо отметить, что в последнем блоке среди оборудования есть четыре колонны, наполненные носителем, который заселен колониями бактерий, поедающих фенол.

– Но проект реконструкции очистных сооружений – это расходы для компании?

– Классические для российской нефтепереработки открытые  зеркала объектов комплекса очистных сооружений служат чуть ли не главным стационарным источником выбросов углеводородов и других вредных веществ. С точки зрения предприятия, это безвозвратные потери. При реконструкции мы внедряем, например, вместо четырех старых нефтеловушек открытого типа две новые – закрытого типа, т. е. испаряющиеся углеводороды будут улавливаться и возвращаться на предприятие. То же касается загрязненных шламов и песка, которые будут обезвреживаться, а выделяемые углеводороды – возвращаться в процесс, при этом отходами станут инертные материалы. Кроме того, мы внедряем рекуператоры тепла, т. е. экономим ресурсы завода, повышаем операционную эффективность. При этом производительность очистных сооружений после реконструкции вырастет на 22 % – этого требуют плановый рост производительности технологических установок на заводе и новые вводимые объекты. Стоки при этом будут доводиться до рыбохозяйственных нормативов по содержанию вредных веществ. Иначе говоря, наши стоки будут чище, чем свежая питьевая вода, которую мы забираем из того же водоема. Кроме того, после реконструкции очистные сооружения будут занимать меньше места, чем старые, таким образом, мы высвободим место, которое понадобится для новых установок и проектов в будущем.

– Реализация наукоемких проектов, о которых мы говорили, требует особых компетенций персонала…

– Совершенно верно. В компании существует Совет молодых специалистов, члены которого –  молодые грамотные перспективные сотрудники – регулярно вносят предложения по улучшению производства. Кроме того, у нас есть собственный Научно-технический центр – ООО «НТЦ  Салаватнефтеоргсинтез», который позволяет проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в короткие сроки. Например, реализация предложения по изменению технологических схем НПЗ для получения нового продукта и адаптации к фискальной политике Российской Федерации сопровож- далась НИОКР по разработке рецептуры. Общий срок от идеи до получения продукции в промышленных объемах составил шесть месяцев. Реализация всех мероприятий, изменяющих технологические параметры, связана с фиксированными пробегами, для которых также разработан новый стандарт. Таким образом, мы не только применяем инновационные продукты, но и сами разрабатываем инновации различной направленности: от увеличения глубины переработки и эффективного использования побочной продукции до сокращения стоков и выбросов. Синтез науки и производства работает на эффективность компании, как того требуют государственные приоритеты, основанные на стремлении повысить эффективность производств и отойти от сырьевой зависимости экономики. 

В 1948 г. в Кремле было подписано Распоряжение о строительстве комбината № 18 для гидрирования тяжелых продуктов нефтепереработки (мазутов) и получения из них бензина и дизельного топлива. Изначально его собирались строить в г. Черногорске в Хакассии, куда успели завезти часть репарационного оборудования из Германии, которое должно было стать основой завода. Но руководство страны передумало и определило Башкирскую АССР как приоритетную площадку для нового комбината. Остановились на местности близ г. Ишимбай, где был забит первый колышек. Так началась история ООО «Газпром нефтехим Салават», промышленная площадь которого сегодня занимает 553 га. До недавнего времени комбинат, как его по старинке продолжают называть салаватцы, превосходил город по величине.

В 1954 г. был введен в эксплуатацию первый технологический объект комбината № 18 – катализаторная фабрика. Катализатор стал первым продуктом предприятия. Через два года построили мощный нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), важным событием в жизни которого стало освоение переработки высокосернистой нефти из Арланского месторождения, открытого на севере Башкирии в 1955 г.

Задуманный как небольшой завод по производству бензина, комбинат уже в 1960-е гг. превратился в интенсивно строящийся центр нефтехимии и нефтепереработки. С той поры отсчитывают свою историю производства, на основе которых впоследствии были построены нефтехимический завод «Мономер» и газохимический завод (ГХЗ).

В 2008 г. контрольный пакет акций предприятия приобрело  ООО «Газпром переработка». Интеграция предприятия в систему ПАО «Газпром» дала новый импульс развитию и сделала возможной реализацию масштабной Инвестиционной программы.

ИНТЕГРАЦИЯ МОЩНОСТЕЙ

Уникальным преимуществом, отличающим компанию «Газпром нефтехим Салават» сегодня в структуре производств топливно-энергетического комплекса, стала интеграция мощностей на единой промышленной территории. Нефтеперерабатывающий завод, завод «Мономер» и ГХЗ объединены источниками сырья, объектами энергетики, общезаводского хозяйства, отгрузки готовой продукции и сетями коммуникаций. На одной площадке реализуется полный цикл переработки углеводородов: от первичных переделов до выпуска высокомаржинальной продукции – полиэтилена и полистирола высокого качества. Компания производит более 80 наименований продукции, из них 50 – крупнотоннажные: бензины автомобильные, топливо дизельное, этилен, пропилен, стирол, аммиак, карбамид, бутиловые спирты и многое другое.

Схема ООО «Газпром нефтехим Салават»

В последние 15 лет на промышленной площадке ведется активная реализация Инвестиционной программы: вводятся в строй новые установки и производства, проводятся модернизации и реконструкции. Пущены в эксплуатацию комплекс ЭЛОУ-АВТ-4, установка по производству битума, установка висбрекинга, установка по производству вспенивающегося полистирола, производство полиэтилена низкого давления, производство этилбензола и стирола, установка ЭЛОУ-АВТ-6, автоматизированная установка тактового налива темных нефтепродуктов, парогазовая установка мощностью 410 МВт.

Модернизация НПЗ направлена на выпуск топлив высокого экологического класса. На данный момент здесь завершена реконструкция установки гидроочистки, введены блок фракционирования риформата, установка короткоцикловой адсорбции  и установка изомеризации пентан-гексановой фракции. Последний из проектов в рамках четырехстороннего Соглашения по модернизации НПЗ – комплекс каталитического крекинга – сегодня находится в активной фазе строительно-монтажных работ. Ввод в эксплуатацию каткрекинга, а также связанных с ним установок, производства водорода и производства элементарной серы существенно увеличит выпуск топлива класса 5.

НЕФТЕХИМИЯ И ГАЗОВАЯ ХИМИЯ

Имея в своем составе развитый НПЗ, позволяющий выпускать продукцию, отвечающую высочайшим требованиям к качеству, компания фокусирует внимание на двух других направлениях деятельности – нефтехимии и газовой химии. Так, на заводе «Мономер» проведена модернизация комплекса пиролиза ЭП-300 до мощности 340 тыс. т/год, что позволило увеличить выработку этилена. Компания рассматривает варианты дальнейшего увеличения мощности этилен-пропиленового производства, а значит, и расширения производства полимеров – полиэтилена и полистирола.

На площадке ООО «Газпром  нефтехим Салават» построен завод по производству акриловой кислоты. По проектной мощности производства сырой акриловой кислоты – 80 тыс. т/год – завод является крупнейшим в России. Переработка этого сырья в товарную продукцию (ледяную акриловую кислоту) формирует предпосылки для создания в России производства суперабсорбентов –  материалов с большой впитывающей способностью.

На производстве аммиака и минеральных удобрений приоритетным направлением является повышение энергоэффективности и стабильности работы установок при сохранении высоких объемов выпускаемой продукции. Ежегодно в период посевных работ предприятие полностью обеспечивает потребности региональных сельхозпроизводителей в минеральных удобрениях. При этом 73 % продукции газохимии приходится на экспорт.

Гибкая технологическая схема, грамотный коллектив и богатый опыт работы помогают предприятию оперативно реагировать на все задачи «Газпрома» и быть конкурентоспособным в сегодняшних условиях.