Территория Нефтегаз № 06 2021

01.06.2021 11:00 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

В связи с растущей сложностью геолого-технических условий производства работ на скважинах потребность в цифровом инжиниринге приобретает особую актуальность и значимость. Его конечная успешность определяется, с одной стороны, уровнем программного обеспечения, а с другой – качеством исходных данных и верификации расчетных моделей. В настоящей статье на примере ООО «Газпром подземремонт Уренгой» рассмотрена методология интеграции цифрового инжиниринга в производственный процесс. Представлено описание используемых в компании современных программных комплексов и вычислительных систем, позволяющих проводить анализ процессов, выполняемых как в рамках реализации традиционных технологий капитального ремонта скважин, так и с применением колтюбинговых установок. Основное внимание уделено методическим аспектам, а именно разработке методик оценки адекватности параметров расчетных моделей; их доработке с учетом технологических особенностей капитального ремонта скважин; устранению неопределенностей и последующей корректировке моделей на основе фактических данных со скважин и постоянного взаимодействия с разработчиками программных комплексов. В заключение статьи демонстрируется охват технологических процессов и количество задач, решенных с момента внедрения цифрового инжиниринга. Делается вывод, что наличие программных комплексов не гарантирует их успешной интеграции в производство без соответствующих методологического и экспертного подходов, формирующих симбиоз теоретических и практических знаний.

Ключевые слова: ИНЖИНИРИНГ, ЦИФРОВИЗАЦИЯ, ВЕРИФИКАЦИЯ, КОЛТЮБИНГ, ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ, КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН, ГЕРМЕТИЗАТОР.

Авторы:

УДК 622.279.76
А.В. Мацко, ООО «Газпром подземремонт Уренгой» (Санкт-Петербург, Россия), a.macko@podzem-remont.gazprom.ru
А.В. Каракетов, к.т.н., «Газпром подземремонт Уренгой», a.karaketov@podzem-remont.gazprom.ru
Г.П. Исаев, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), G.Isaev@adm.gazprom.ru
И.В. Темиров, ПАО «Газпром», I.Temirov@adm.gazprom.ru

Литература:

1. Валентинов А. Цифровой путь в будущее // Нефть России. 2020. № 1–2. С. 23–28.

2. Мацко А.В., Лукьянов В.Т., Близнюков В.Ю. Определение сил трения при движении трубы через устьевой герметизатор в колтюбинговой установке // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 10. С. 13–15.

3. Wiktorski E., Tveiterå M., Sui D., Aadnoy B.S. Temperature dependent torque and drag for 3-D wells: Model description and field case study // ASME 2017 36th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering: Proceedings. Vol. 8. Polar and Arctic Sciences and Technology; Petroleum Technology. New York, NY, USA: ASME, 2017. Paper No.: V008T11A010. DOI: 10.1115/OMAE2017-61230.

01.06.2021 11:00 К ВОПРОСУ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИЗДЕРЖЕК ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОЗДУХА ГОРОДСКИМ ТРАНСПОРТОМ (НА ПРИМЕРЕ САНКТ-ПЕТЕРБУРГА)

Загрязнение окружающей среды – ключевой вызов XXI в. По данным Всемирной организации здравоохранения, свыше 4 млн человек ежегодно умирает от загрязнения атмосферы. Эта проблема особенно остро стоит перед крупными городами, где постоянно растущее потребление энергии и увеличение дорожного трафика приводят к значительному ухудшению качества воздуха. Городские власти, обладая полномочиями по регулированию дорожного движения, могут повлиять на сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу. Один из потенциальных путей воздействия – это стимулирование использования более экологичных альтернативных видов топлива, к числу которых относится метан. Администрация города способна структурировать общественный и коммунальный транспорт, а также определять политику в отношении частных перевозчиков. Перевод городского транспорта (общественного и коммунального) на газомоторное топливо требует существенных инвестиций, при этом эффект от данных вложений трудно количественно измерить, т. к., кроме прямой экономии средств на топливе, существует косвенное воздействие на экономику города. Администрациям необходима точная информация о том, какой комплексный эффект будет достигнут от расширения использования газомоторного топлива. В связи с этим целью данной статьи1 стала разработка количественной методики оценки сокращения экономических издержек при переводе общественного и коммунального транспорта на метан. Апробирование предложенного подхода и соответствующие расчеты были произведены на примере Санкт-Петербурга. По итогам вычислений суммарное уменьшение экономических издержек при реализации предложенных мер может составить около 5,8 млрд руб. / год. Полученные результаты демонстрируют, что политика городских властей, направленная на расширение использования газомоторного топлива на общественном и коммунальном транспорте, способна существенно улучшить жизнь в мегаполисе и значительно сократить экономические издержки от загрязнения воздуха.

Ключевые слова: ЗАГРЯЗНЕНИЕ ВОЗДУХА, ЭКОЛОГИЯ, АЛЬТЕРНАТИВНОЕ ТОПЛИВО, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИЗДЕРЖКИ ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОЗДУХА, ГОРОДСКОЙ ТРАНСПОРТ, ГОРОДСКОЙ ВОЗДУХ.

Авторы:

УДК 504.3.054:657.471:656.13
С.А. Колин, к.т.н., Международная академия наук экологии и безопасности жизнедеятельности (Санкт-Петербург, Россия), pt196@mail.ru
С.Е. Кондратенко, к.полит.н., ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский государственный университет» (Санкт-Петербург, Россия), s.kondratenko@spbu.ru
Н.А. Бортников, Международная академия наук экологии и безопасности жизнедеятельности, thebortnik@gmail.com

Литература:

1. Ella Adoo-Kissi-Debrah: Air pollution a factor in girl’s death, inquest finds // BBC: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.bbc.com/news/uk-england-london-55330945 (дата обращения: 23.12.2020).

2. Air pollution // WHO: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.who.int/health-topics/air-pollution#tab=tab_1 (дата обращения: 23.12.2020).

3. Myllyvirta L. Quantifying the economic costs of air pollution from fossil fuels. Helsinki: CREA, 2020.

4. Dechezleprêtre A., Rivers N., Stadler B. The economic cost of air pollution: Evidence from Europe // OECD Economics Department Working Papers. No. 1584. Paris: OECD Publishing, 2019. DOI: doi.org/10.1787/56119490-en.

5. Chang T.Y., Zivin J.G., Gross T., Neidell M. The effect of pollution on worker productivity: Evidence from call-center workers in China // Am. Econ. J. Appl. Econ. 2019. Vol. 1. No. 11. P. 151–172. DOI: 10.1257/app.20160436.

6. Fu S., Viard B., Zhang P. Air quality and manufacturing firm productivity: Comprehensive evidence from China // MPRA. 2017. May. Paper No. 78914.

7. Ebenstein A., Lavy L., Roth S. The long-run economic consequences of high-stakes examinations: Evidence from transitory variation in pollution // Am. Econ. J. Appl. Econ. 2016. Vol. 8. No. 4. P. 36–65. DOI: 10.1257/app.20150213.

8. Archsmith J., Heyes A., Saberian S. Air quality and error quantity: Pollution and performance in a high-skilled, quality-focused occupation // Journal of the AERE. 2018. Vol. 5. No. 4. P. 827–863. DOI: 10.1086/698728.

9. WHO air quality guidelines for particulate matter, ozone, nitrogen dioxide and sulfur dioxide. Global update 2005. Summary of risk assessment. Geneva: WHO Press, 2006.

10. World Cities Report 2020: The Value of Sustainable Urbanization. Nairobi: UN-Habitat, 2020.

11. Доклад об экологической ситуации в Санкт-Петербурге в 2019 году / под ред. Д.С. Беляева, И.А. Серебрицкого. СПб.: Типография Глори, 2020.

12. Федеральная служба по надзору в сфере природопользования. Приложение 2 к распоряжению № 6-р от 01.11.2013 г. Методические рекомендации по оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от передвижных источников (автомобильный и железнодорожный транспорт) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://base.garant.ru/70573338/f7ee959fd36b5699076b35abf4f52c5c/ (дата обращения: 23.12.2020).

13. Farrow A., Miller K.A., Myllyvirta L. Toxic air: The price of fossil fuels. Seoul: Greenpeace Southeast Asia, 2020.

14. Cohen A.J., Brauer M., Burnett R., et al. Estimates and 25-year trends of the global burden of disease attributable to ambient air pollution: An analysis of data from the Global Burden of Diseases Study 2015 // The Lancet. 2017. Vol. 389. No. 10082. P. 13–19. DOI: 10.1016/S0140-6736(17)30505-6.

15. Dicker D., Nguyen G., Abate D., et al Global, regional, and national age-sex-specific mortality and life expectancy, 1950–2017: A systematic analysis for the Global Burden of Disease Study 2017 // The Lancet. 2018. Vol. 392. No. 10159. P. 10–16. DOI: 10.1016/S0140-6736(18)31891-9.

16. Anenberg S.C., Henze D.K., Tinney V. Estimates of the global burden of ambient PM2.5, ozone, and NO2 on asthma incidence and emergency room visits // Environ. Health Perspect. 2018. Vol. 126. No. 10. CID: 107004. DOI: 10.1289/EHP3766.

17. Pope III C.A., Burnett R.T., Thun M.J., et al. Lung cancer, cardiopulmonary mortality, and long-term exposure to fine particulate air pollution // Jama. 2002. Vol. 287. No. 9. P. 1132–1141. DOI: 10.1001/jama.287.9.1132.

18. Landrigan P.J., Fuller R., Acosta N.J.R., et al. The Lancet Commission on pollution and health // The Lancet. 2018. Vol. 391. No. 10119. P. 462–512. DOI: 10.1016/S0140-6736(17)32345-0.

19. Giattino C., Ortiz-Ospina E., Roser M. Working hours [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ourworldindata.org/working-hours (дата обращения: 23.12.2020).

20. Level of GDP per capita and productivity // OECD.Stat: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://stats.oecd.org/Index.aspx?DataSetCode=PDB_LV (дата обращения: 23.12.2020).

01.06.2021 11:00 МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ОПРЕДЕЛЕНИЮ РАСХОДА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМОБИЛЬНЫХ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ

Использование сжиженного природного газа в качестве моторного топлива неразрывно связано с понятием потерь. Списание этого горючего для предприятий, имеющих на балансе собственный топливозаправочный пункт, сопряжено с определением как удельных расходов для курсирующих транспортных средств, так и потерь на станции хранения и в блоке отгрузки. Разделить данные процессы чрезвычайно сложно. Независимые вычисления для различных резервуаров (элементов технологического оборудования) с последующим суммированием результатов или их отнесением к какой‑либо статье расходов некорректны, поскольку косвенные потери, связанные с несовершенством процессов и применяемого технологического оборудования, способны привести к существенному увеличению общих. Последние же могут быть определены только при совместном расчете всех элементов оборудования. В настоящей статье представлена универсальная методика, позволяющая вычислить потери жидкости и пара, возникающие в ходе использования сжиженного природного газа в стандартных циклах, и отнести эти затраты к эксплуатационным нормам расхода топлива. Разработанный подход применен для расчета расходов путем моделирования обращения сжиженного природного газа в многоэлементной технологической системе.

Ключевые слова: СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, РАСХОД, БАЗОВАЯ НОРМА, ПОТЕРИ, ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НОРМА, ДЕГРАДАЦИЯ СОСТАВА.

Авторы:

УДК [662.767::629.331]:657.471
И.С. Медведков, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), I_Medvedkov@vniigaz.gazprom.ru

Литература:

1. Министерство транспорта Российской Федерации. Распоряжение № АМ-23-р от 14.03.2008 г. О введении в действие методических рекомендаций «Нормы расхода топлив и смазочных материалов на автомобильном транспорте» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_76009/ (дата обращения: 19.05.2021).

2. Маняшин А.В. Прогнозирование и планирование ресурсов на автомобильном транспорте с использованием информационных технологий. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2015.

3. Горбачев С.П., Медведков И.С. Изменение компонентного состава СПГ при его длительной транспортировке и хранении, методы кондиционирования // Газовая промышленность. 2018. № 10 (775). С. 56–66.

4. NGVA Europe Report of Activities 2017–2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.ngva.eu/wp-content/uploads/2018/12/NGVA-Europe_Report-of-Activities-2017-2018.pdf (дата обращения: 19.05.2021).

5. Tobar M. Evaluation of the recommended future standards. LNG Blue Corridors Project [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://lngbc.eu/system/files/deliverable_attachments/LNG_BC_D4.5_Evaluation%20of%20the%20recommended... (дата обращения: 19.05.2021).

6. Горбачев С.П., Медведков И.С., Кириенко К.И. Определение изохорной теплоемкости двухфазной смеси для анализа процессов в криогенных системах хранения // Технические газы. 2016. Т. 16. № 3. С. 24–30. DOI: 10.18198/j.ind.gases.2016.0823.

7. ГОСТ Р 56021–2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200110779 (дата обращения: 19.05.2021).

01.06.2021 11:00 АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ВАРИАНТЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ НЕВОСТРЕБОВАННЫХ КОМПРИМИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ПАО «ГАЗПРОМ»

Рассмотрены основные тенденции развития и загрузки существующих газотранспортных мощностей Единой системы газоснабжения РФ. Установлено, что в перспективе востребованность последних, рассчитанных на давление 5,4 и 7,4 МПа, будет снижаться. Это обусловливает необходимость оперативного решения вопроса о дальнейшей эксплуатации газотранспортных, и прежде всего компримирующих, мощностей Центрального коридора. Традиционно применяющиеся в подобных ситуациях способы – ликвидация или консервация. В статье в качестве альтернативы предложено три варианта использования невостребованных компримирующих мощностей: переоборудование площадки компрессорной станции под объект другого производственного или вспомогательного назначения; продажа земельного участка вместе со всей инфраструктурой и передача его в аренду.

Ключевые слова: ЕДИНАЯ СИСТЕМА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ МОЩНОСТЬ, АЛГОРИТМ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ.

Авторы:

УДК 621.51
С.В. Савченков, к.т.н., Нижегородский филиал ООО «Газпром проектирование» (Нижний Новгород, Россия), ssavchenkov@gazpromproject.ru
Д.Г. Репин, к.т.н., доцент, Нижегородский филиал ООО «Газпром проектирование», drepin@gazpromproject.ru
А.Д. Патрушев, АО «Гипрогазцентр» (Нижний Новгород, Россия)

Литература:

1. Мегапроект «Ямал» // ПАО «Газпром»: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.gazprom.ru/projects/yamal (дата обращения: 14.05.2021).

01.06.2021 11:00 ВОЗМОЖНОСТИ ГЕОХИМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРИ РАЗРАБОТКЕ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Потребность в более оперативном анализе состояния разработки нефтегазовых месторождений, научном и техническом обосновании комплексного применения различных средств и технологий, а также назревшие проблемы в сфере добычи углеводородного сырья обусловливают актуальность совершенствования геохимических методов исследований. Последние уже в течение многих лет успешно применяются на Астраханском газоконденсатном месторождении (Астраханская обл.). Здесь регулярно проводится анализ проб пластового газа, нестабильного конденсата и попутной воды, что позволяет осуществлять технологический и технический контроль работы скважин: оценивать состояние продукции в стволах и элементов подземного и наземного оборудования, выявлять негерметичность колонн, анализировать и определять межпластовые перетоки. Целью представленного исследования стало обоснование новых геохимических критериев углеводородных и водных проб пластовой смеси, которые позволят более точно организовывать предупреждающий мониторинг, вести дополнительные наблюдения за конденсатом в зонах депрессионных воронок, решать проблему неопределенности при качественном контроле состава добываемого сырья, что в свою очередь откроет возможности для подсчета запасов и регулирования технологии переработки. Авторами было использовано два высокоэффективных аналитических метода: хромато-масс-спектрометрия и масс-спектрометрия с индуктивно-связанной плазмой, позволившие определить новые информативные микрокомпоненты в пробах пластовой воды и высокомолекулярные соединения сложного строения в углеводородах. Благодаря анализу геохимических характеристик сырья, добываемого на Астраханском газоконденсатном месторождении, удалось выявить закономерности распространения флюидов, позволяющие объяснить неопределенности в физико-химических свойствах конденсата в зонах депрессии пласта. Применение новых критериев при геохимическом мониторинге позволяет предупреждать риски аварийных остановов скважин и заранее проектировать планово-предупредительные работы, что в свою очередь улучшает качество и продолжительность эксплуатации месторождения с длительной историей разработки.

Ключевые слова: ГЕОХИМИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ, БИОМАРКЕР, МИКРОКОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ, ОБВОДНЕНИЕ, КОРРОЗИЯ.

Авторы:

УДК 550.4.02:622.279
О.В. Красильникова, к.т.н., ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, Россия), krasol@list.ru
Е.В. Егорова, к.т.н., доцент, ФГБОУ ВО «Астраханский государственный технический университет» (Астрахань, Россия), egorova_ev@list.ru
А.В. Охлобыстина, к.х.н., ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия), sanikohl@gmail.com

Литература:

1. РД 153-39.0-109–01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200040681 (дата обращения: 03.04.2021).

2. Лапшин В.И., Масленников А.И., Калачихина Ж.В. и др. Методические основы контроля за процессом обводнения скважин при разработке Астраханского ГКМ. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

3. Wijord A.G., Rummery T.E., Doem E.F., Owen D.G. Corrosion and deposition during the exposure of carbon steel to hydrogen sulphide-water solutions // Corros. Sci. 1980. Vol. 20. № 7. P. 9–12.

4. Peters K.E., Fowler M.G. Applications of petroleum geochemistry to exploration and reservoir management // Org. Geochem. 2002. Vol. 33. № 1. P. 5–36. DOI: 10.1016/S0146-6380(01)00125-5.

01.06.2021 11:00 «ФИЗТЕХ ГЕОСЕРВИС»: АМБИЦИОЗНЫЕ ЦЕЛИ, СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

01.06.2021 11:00 ОПЫТ ПАО «СЕВЕРСТАЛЬ» ПО ПРОИЗВОДСТВУ РУЛОННОГО ПРОКАТА ДЛЯ ФОРМОВКИ КОЛТЮБИНГОВЫХ ТРУБ

Один из важных технических элементов, применяемых при современной нефтегазодобыче, – колтюбинговые трубы, которые представляют собой гибкие непрерывные прямошовные трубы большой длины. Для них характерны специальные эксплуатационные требования, в частности высокая коррозионная стойкость, пластичность и прочность. В настоящее время на российском рынке колтюбинговой техники доминируют зарубежные компании, однако необходимость импортозамещения определяет целесообразность разработки технологии производства отечественной металлопродукции данного сортамента. При этом уровень ключевых эксплуатационных свойств определяется в основном характеристиками и структурой проката, применяющегося для изготовления колтюбинговых труб. Обычно при производстве данного сортамента труб используется низколегированный малоуглеродистый прокат. Требуемый уровень его эксплуатационных свойств достигается за счет оптимизации технологических параметров выплавки и прокатки. В статье рассмотрен механизм структурообразования при производстве указанного проката и предложена концепция его легирования на основе композиции Cu-Cr-Ni с микролегированием Nb-Ti-V. Поскольку на интенсивность коррозионного разрушения трубной стали значительно влияет содержание коррозионно-активных неметаллических включений, предложены меры по минимизации их концентрации на основе алюминатов магния (алюмомагниевая шпинель) с сульфидной составляющей (из сульфида марганца и кальция) на сталеплавильном переделе. В рамках решения указанной задачи ПАО «Северсталь» совместно с Национальным исследовательским технологическим университетом «МИСиС» (при непосредственном участии авторского коллектива статьи) была разработана технология производства рулонного проката марки А606 («Северкор» / Cordis) категории прочности К 52 – К 56 из низколегированной малоуглеродистой стали 07ХНД. Приведены базовые эксплуатационные свойства полученного продукта и колтюбинговых труб из него, включая структурно-фазовые параметры и особенности влияния степени предварительной деформации проката на уровень прочностных характеристик.

Ключевые слова: КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТРУБЫ, НИЗКОЛЕГИРОВАННЫЙ ПРОКАТ, МАЛОУГЛЕРОДИСТЫЙ ПРОКАТ, КОРРОЗИОННО-СТОЙКИЙ ПРОКАТ, НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ВКЛЮЧЕНИЯ.

Авторы:

УДК 621.774.35:643.07
К.А. Барабошкин, АО «Северсталь Менеджмент» (Москва, Россия), ka.baraboshkin@severstal.com
Т.С. Вархалева, АО «Северсталь Менеджмент», tsvarhaleva@severstal.com
П.А. Глухов, АО «Северсталь Менеджмент», pa.glukhov@severstal.com
С.М. Тихонов, к.т.н., ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский технологический университет «МИСиС» (Москва, Россия), tserg491@yandex.ru

Литература:

1. Родионова И.Г., Митрофанов А.В., Тихонов С.М. и др. «Северкор» – современный прокат для нефтепромысловых трубопроводов // Инженерная практика. 2017. № 12. С. 38–44.

2. Кичигина Н.А., Комиссаров А.А., Ионов С.М. и др. Промысловые испытания труб из рулонного проката «Северкор» с повышенной коррозионной стойкостью // Инженерная практика. 2020. № 5–6. С. 54–59.

3. Родионова И.Г., Зайцев А.И., Бакланова О.Н. и др. Современные подходы к повышению коррозионной стойкости и эксплуатационной надежности сталей для нефтепромысловых трубопроводов / под ред. О.Н. Новоселовой. М.: Металлургиздат. 2012.

4. Зайцев А.И., Крапошин В.С., Родионова И.Г. и др. Комплексные неметаллические включения и свойства стали. М.: Металлургиздат, 2015.

5. Комиссаров А.А., Соколов П.Ю., Тихонов С.М. и др. Металлофизические особенности производства малоуглеродистого проката для нефтепромысловых труб // Сталь. 2018. № 11. С. 57–62.

6. Серов Г.В., Комиссаров А.А., Тихонов С.М. и др. Влияние раскисления на состав неметаллических включений низколегированной стали // Новые огнеупоры. 2018. № 12. С. 3–8. DOI: 10.17073/1683-4518-2018-12-3-8.

7. Патент № 2675307 Российская Федерация, МПК C21D 8/02 (2006.01), C22C 38/00 (2006.01), B21B 1/26 (2006.01). Способ производства низколегированных рулонных полос с повышенной коррозионной стойкостью: № 2017143876: заявл. 14.12.2017 г.: опубл. 18.12.2018 г. / Митрофанов А.В., Барабошкин К.А., Киселев Д.А. и др.; заявитель ПАО «Северсталь».

8. Патент № 2679375 Российская Федерация, МПК C21C 7/00 (2006.01), C21C 7/10 (2006.01), C22C 38/18 (2006.01). Способ производства низкоуглеродистой стали с повышенной коррозионной стойкостью: № 2017143878: заявл. 14.12.2017 г.: опубл. 07.02.2019 г. / Митрофанов А.В., Барабошкин К.А., Киселев Д.А. и др.; заявитель ПАО «Северсталь».

9. API SPEC 5ST–2010. Specification for Coiled Tubing U.S. Customary and SI Units (first edition: April 2010, effective date: 1 October 2010, reaffirmed: July 2020) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.bsbedge.com/productdetails/API/APISPEC5ST/apispec5st (дата обращения: 20.03.2021).

10. NACE TM0284–2016 Test method. Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking (approved on 22 March 2016) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://webstore.ansi.org/standards/nace/ansinacetm02842016 (дата обращения: 20.03.2021).

11. СТО Северсталь 00186217-327–2017. Прокат тонколистовой горячекатаный травленый повышенной прочности по ASTM A606 для производства колтюбинговых труб. [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

01.06.2021 11:00 РАЗРАБОТКА ВЫСОКОАВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ НА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В статье описана совокупность работ по созданию алгоритмов централизованного управления высокоавтоматизированными технологическими комплексами для нефтегазовых месторождений. Подобные разработки востребованы на месторождениях, находящихся на начальной, активной и заключительной стадиях эксплуатации, в период падающей добычи при наличии технологических, геологических и других ограничений по эксплуатации. На Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНАО) реализована совокупность алгоритмов регулирования для добычного технологического комплекса, обеспечивающая возможность динамической управляемости и оптимизации технологических режимов, в том числе при наличии осложняющих и нештатных возмущений. В процессе промышленной эксплуатации элементов интеллектуального цифрового управления территориально распределенными объектами автоматизированная система с высокой точностью поддерживает стабильность параметров выходного давления. В целях сокращения временнх и финансовых затрат на разработку цифровых технологий управления от момента постановки задачи до ее реализации, обеспечения оптимального использования финансовых и иных ресурсов, возможности ускоренного тиражирования положительных результатов приоритетным становится поэтапное внедрение элементов интеллектуального месторождения. Реализация цифровых технологий и возможность интеграции отдельных производственных объектов позволяют рационально использовать пластовое давление, оптимизировать ресурс и работу оборудования, снизить издержки, обеспечить технологическую и экологическую безопасность. Наличие унифицированной программно-аппаратной платформы и единого информационного пространства помогает решить основные задачи по созданию современных высокорентабельных роботизированных производств, а также предусмотреть поэтапное развитие технологического комплекса до уровня интеллектуального нефтегазового месторождения.

Ключевые слова: АЛГОРИТМ УПРАВЛЕНИЯ, ГАЗОВЫЙ ПРОМЫСЕЛ, ЦИФРОВИЗАЦИЯ, ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ, КУСТ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ДОЖИМНАЯ КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ.

Авторы:

УДК [622.279.23+622.24]:004.896
А.В. Дарымов, ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия), manager@nadym-dobycha.gazprom.ru
Д.В. Стратов, ООО «Газпром добыча Надым», manager@nadym-dobycha.gazprom.ru
Н.М. Бобриков, ПАО «Газпром автоматизация» (Москва, Россия), n.bobricov@gazprom-auto.ru
В.Е. Столяров, ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук» (Москва, Россия), vbes60@gmail.com
А.А. Когай, ООО «Газпром добыча Надым», a.kogai@nadym.dobycha.gazprom.ru
Д.П. Щеголев, ООО «Газпром добыча Надым», Shegolev.DP@nadym.dobycha.gazprom.ru

Литература:

1. СТО Газпром 2–2.1–1043–2016. Автоматизированный газовый промысел. Технические требования к технологическому оборудованию и объемам автоматизации при проектировании и обустройстве на принципах малолюдных технологий. М.: Газпром экспо, 2016.

2. Мельников И.В., Бобриков Н.М., Столяров В.Е. и др. Создание инновационных систем управления, направленных на повышение эффективности работы оборудования дожимных компрессорных станций // Газовая промышленность. 2019. № 3 (781). С. 18–22.

3. Еремин Н.А., Королев М.А., Степанян А.А. Особенности цифровой трансформации активов при реализации инвестиционных нефтегазовых проектов // Газовая промышленность. 2019. № 4 (783). С. 108–119.

4. Меньшиков С.Н., Стратов Д.В., Моисеев В.В. и др. Опыт применения оборудования и технологий при освоении месторождений п‑ва Ямал // Газовая промышленность. 2014. № 9 (711). С. 86–88.

5. Еремин Н.А., Мельников И.В., Бобриков Н.М. и др. Применение комплексных алгоритмов управления как элемента для создания цифрового двойника технологического комплекса Бованенковского НГКМ // Газовая промышленность. 2019. №6 (785). С. 42–49.

01.06.2021 11:00 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ЦЕН И ТАРИФОВ

ПАО «Газпром» одновременно принимает инвестиционные решения по большому количеству проектов. В условиях Единой системы газоснабжения России многие из них оказываются технологически связаны, а потому изначально рассматриваются в комплексе при общем обосновании инвестиций. Однако далее проектирование отдельных объектов (например, линейной части магистрального газопровода, компрессорных станций, газопроводов-отводов и т. д.) зачастую проводится в разные сроки и разными проектными организациями. Эта особенность повышает риск рассогласования оценок экономической эффективности комплексного проекта и его частей. Один из относительно простых способов решения указанной проблемы – использование инвестиционных цен и тарифов. Последние представляют собой расчетные показатели удельного дохода, обеспечивающие при прочих равных условиях требуемую внутреннюю норму доходности. Инвестиционные цены и тарифы в интегрированном виде содержат полную информацию обо всех ключевых параметрах денежного потока. Потому они могут использоваться при оценке экономической эффективности по комплексным проектам вместо денежных потоков подпроектов, на основе которых вычислены. В статье впервые приводится общий вид формулы расчета инвестиционных цен и тарифов и ее содержательная трактовка, а также обосновывается возможность применения этих показателей вместо полных денежных потоков при выполнении оценки экономической эффективности отдельных подпроектов в составе целого. В результате математически доказано, что использованный методический подход позволяет получать точные значения чистого дисконтированного дохода и индекса доходности дисконтированных инвестиций комплексного проекта, а в отношении внутренней нормы доходности – принимать корректные решения на основе утвержденных в ПАО «Газпром» корпоративных требований к ней.

Ключевые слова: ИНВЕСТИЦИИ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ, ЧИСТЫЙ ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДОХОД, ИНДЕКС ДОХОДНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ, ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДЕНЕЖНЫЙ ПОТОК.

Авторы:

УДК 330.322.54
М.И. Богатырев, к.э.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), m.bogatyrev@adm.gazprom.ru

Литература:

1. ПАО «Газпром». Приказ № 661 от 12.05.2015 г. Регламент по формированию и реализации инвестиционных программ ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

2. Министерство экономики Российской Федерации, Министерство финансов Российской Федерации, Государственный комитет Российской Федерации по строительной, архитектурной и жилищной политике. Приказ № ВК 477 от 21.06.1999 г. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (2-я ред., испр. и доп.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200005634 (дата обращения: 02.04.2021).

3. ПАО «Газпром». Приказ № 01/07–99 от 09.09.2009 г. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

4. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика: учеб. пособие. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Дело, 2008.

5. Дамодаран А. Инвестиционная оценка. Инструменты и методы оценки любых активов / пер. с англ. Д.Г. Липинского. М.: Альпина-Паблишер, 2010.

6. Энциклопедия финансового риск-менеджмента / под ред. А.А. Лобанова, А.В. Чугунова. М.: Альпина Паблишер, 2003.

01.06.2021 11:00 РАЗВИТИЕ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ НА РАДИАЦИОННЫХ ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Вопросам обеспечения безопасности при эксплуатации радиационных источников в организациях Группы «Газпром» уделяется повышенное внимание. На опасных производствах выстраиваются элементы систем управления радиационной безопасностью, внедряются соответствующие процедуры. Это относится к объектам добычи газа и нефти, транспортировки и хранения добытых углеводородов. Практика показывает, что одно из условий обеспечения радиационной безопасности – должный уровень культуры радиационной безопасности в отрасли и на потенциально опасных объектах.

Авторы:

А.П. Козаченко, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром» (Москва, Россия)
А.В. Коновалов, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»
А.Л. Беловодский, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»
В.Е. Радченко, ФБУ «Научно-технический центр по ядерной и радиационной безопасности (ФБУ «НТЦ ЯРБ») (Москва, Россия)

Литература:

1. International Atomic Energy Agency. Nuclear Security Culture. Implementing Guide. IAEA Nuclear Security Series № 7. Vienna, 2008.

2. International Atomic Energy Agency. Self-assessment of nuclear security culture in facilities and activities. Implementing Guide. IAEA Nuclear Security Series № 28-Т. Vienna, 2017.

3. НП-038-16. Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Общие положения обеспечения безопасности радиационных источников» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://sudact.ru/law/prikaz-rostekhnadzora-ot-28092016-n-405-ob/np-038-16/ (дата обращения: 28.05.2021).

» 01.06.2021 11:00 ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ) В ПЕРИОД С 01.05.2021 ПО 31.05.2021

» 01.06.2021 11:00 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ), УТВЕРЖДЕННЫХ И ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ПЕРИОД С 01.05.2021 ПО 31.05.2021

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

№ п / п	Параметр	Описание
1	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 7.3–051–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для строительства скважин. Цементирование обсадных колонн скважин с применением коррозионно-стойких тампонажных смесей в условиях высокой полиминеральной агрессии пластовых вод месторождений Восточной Сибири
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют составы коррозионно-стойких тампонажных смесей и технологию цементирования обсадных колонн при строительстве скважин в условиях высокой полиминеральной агрессии пластовых вод месторождений Восточной Сибири. Настоящие рекомендации предназначены для использования структурными подразделениями, дочерними обществами, организациями ПАО «Газпром» и сторонними организациями при проектировании и организации строительства скважин
	Дата введения в действие и срок действия	28.06.2021. 3 года (28.06.2024)
	Введен	Впервые
2	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 183–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Корпоративная система управления рисками. Добыча газа и газового конденсата. Операционные риски. Идентификация и оценка
	Наименование стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют порядок идентификации и оценки операционных рисков, а также порядок установления допустимого уровня операционных рисков для вида деятельности «добыча газа и газового конденсата». Настоящие рекомендации предназначены для применения структурным подразделением ПАО «Газпром», отвечающим за реализацию единой корпоративной политики ПАО «Газпром» в области добычи газа, газового конденсата, нефти, и газодобывающими дочерними обществами ПАО «Газпром», осуществляющими свою деятельность на территории Российской Федерации
	Дата введения в действие	01.07.2021
	Введен	Впервые
3	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 2–2.2–860–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Положение об организации строительного контроля заказчика при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов ПАО «Газпром»
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт устанавливает порядок организации и осуществления строительного контроля заказчика, а также требования к дочерним обществам и организациям ПАО «Газпром», специализированным организациям и специалистам, осуществляющим строительный контроль заказчика при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов ПАО «Газпром», расположенных на территории Российской Федерации. Привлечение специализированных организаций для осуществления строительного контроля заказчика проводится в случае отсутствия в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром» специалистов необходимого профиля. Положения настоящего стандарта предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также: – сторонними специализированными организациями или физическими лицами (индивидуальными предпринимателями) при организации и осуществлении строительного контроля заказчика при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов ПАО «Газпром»; – сторонними юридическими лицами или физическими лицами (индивидуальными предпринимателями), выполняющими работы по проектированию, строительству, реконструкции и капитальному ремонту объектов ПАО «Газпром»
	Дата введения в действие	01.06.2021
	Введен взамен	СТО Газпром 2–2.2–860–2014
4	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 2–2.3–1244–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Газораспределительные системы. Организация эксплуатации объектов с избыточным давлением газа до 1,2 МПа. Основные положения
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт устанавливает порядок эксплуатации принадлежащих дочерним газотранспортным обществам ПАО «Газпром» на праве собственности или ином законном основании объектов, работающих с избыточным давлением природного газа до 1,2 МПа включительно (далее – Объекты), расположенных на территории Российской Федерации. Настоящий стандарт распространяется на Объекты: а) идентифицируемые в соответствии с Техническим регламентом «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» как сети газораспределения и газопотребления; б) входящие в состав объектов магистрального транспорта газа и автомобильных газонаполнительных компрессорных станций сети газопотребления и предназначенные для газоснабжения: 1) домов операторов газораспределительных станций и линейных обходчиков (от ограждения газораспределительных станций до бытового газоиспользующего оборудования); 2) теплогенерирующих энергоустановок и котельных, использующих газ в качестве топлива и предназначенных для отопления производственных, административных, общественных и жилых зданий; 3) производственных, административных, общественных и жилых зданий, в которых газ используется для нужд пищеприготовления и горячего водоснабжения; 4) лабораторий, кузниц, механических мастерских и т. п., использующих газ для производственных нужд; в) бытовое газоиспользующее оборудование жилых, административных, общественных и производственных зданий, в том числе эксплуатируемое на объектах магистрального транспорта газа, автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях и газораспределительных станциях, в домах операторов газораспределительных станций и линейных обходчиков. Настоящий стандарт не распространяется на процесс эксплуатации сетей газораспределения, на транспортировку газа, по которым уполномоченным органом установлен тариф, а также газопроводов и оборудования, работающих с избыточным давлением природного газа до 1,2 МПа включительно, расположенных на площадках: а) газораспределительных станций, за исключением бытового газоиспользующего оборудования, предназначенного для пищеприготовления и горячего водоснабжения; б) объектов магистрального транспорта газа и автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, задействованных в основном технологическом процессе, в том числе газопроводы, технические и технологические устройства топливного и пускового газа технологических установок. Примечание. Эксплуатация газопроводов и оборудования, приведенного в перечислениях а) и б), осуществляется в соответствии с положениями нормативных документов, регламентирующих процесс эксплуатации объектов магистрального газопровода и автомобильных газонаполнительных компрессорных станций. Положения настоящего стандарта предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», осуществляющими эксплуатацию Объектов, корпоративный контроль, а также сторонними организациями
	Дата введения в действие	01.07.2021
	Введен	Впервые
5	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 5.38–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Обеспечение единства измерений. Статус узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов. Основные положения и критерии
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт устанавливает основные положения и критерии для определения статусов узлов измерений расхода и количества природного газа и жидких углеводородов (далее – узлов измерений), эксплуатируемых в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром», расположенных на территории Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Армения и Киргизской Республики, а также порядок оформления документации, удостоверяющей их статус. Положения настоящего стандарта применяются структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями) при выполнении работ, предусматривающих учет статусов узлов измерений
	Дата введения в действие	01.10.2021
	Введен взамен	СТО Газпром 5.38–2011
6	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 5.87–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Обеспечение единства измерений. Ультразвуковые преобразователи расхода газа. Организация и порядок проведения поверки и калибровки. Основные положения
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт устанавливает основные положения по организации и порядку проведения поверки и калибровки ультразвуковых преобразователей расхода газа, выпускаемых из производства и ремонта, а также находящихся в эксплуатации и на хранении. Настоящий стандарт распространяется на ультразвуковые преобразователи расхода газа с частотным (импульсным) выходным сигналом, электроакустические преобразователи которых установлены в корпусе. Настоящий стандарт не распространяется на ультразвуковые преобразователи расхода газа, входящие в состав узлов измерений расхода, объема и энергосодержания природного газа, применяемых для осуществления экспортно-импортных операций. Положения настоящего стандарта применяются структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», осуществляющими свою деятельность на территории Российской Федерации, при выполнении поверки и калибровки ультразвуковых преобразователей расхода газа, а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями) при выполнении калибровки ультразвуковых преобразователей расхода газа, применяемых на объектах добычи, транспорта, хранения, переработки и распределения природного газа
	Дата введения в действие	01.07.2021
	Введен взамен	Р Газпром 5.13–2010
7	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 2–3.4–1246–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Инфраструктура для производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа. Компрессорное оборудование. Общие технические условия
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт распространяется на компрессорное оборудование, применяемое на объектах крупнотоннажного производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа, расположенных на территории Российской Федерации. Настоящий стандарт устанавливает классификацию, технические требования, правила приемки, методы контроля, требования по транспортированию и хранению компрессорного оборудования. Положения настоящего стандарта применяются структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями), осуществляющими проектирование, изготовление, приемку, испытание и эксплуатацию компрессорного оборудования
	Дата введения в действие	30.06.2021
	Введен	Впервые
8	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 2–2.3–1245–2021
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Технические требования к разрабатываемым (перспективным) внутритрубным роботизированным диагностическим комплексам для внутритрубного технического диагностирования локальных участков линейной части магистральных газопроводов
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют технические требования к вновь разрабатываемым (перспективным) внутритрубным роботизированным диагностическим комплексам для внутритрубного технического диагностирования локальных участков магистральных газопроводов, газопроводов-отводов, межпромысловых и региональных газопроводов ПАО «Газпром» номинальным диаметром от 300 до 1400 мм включительно с толщиной стенки от 6 до 23 мм, расположенных на территории Российской Федерации. Положения настоящих рекомендаций предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», сторонними организациями, осуществляющими разработку и изготовление роботизированных диагностических комплексов
	Дата введения в действие и срок действия	01.07.2021. 5 лет (01.07.2026)
	Введен	Впервые
9	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 166–2018
	Наименование стандарта / рекомендаций	Способы формирования карт хранения комовой и гранулированной серы, разработка серных карт. Общие требования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Предисловие Первая страница Раздел 2 Пункты 3.1.10, 4.3, 5.1.17 Библиография
	Дата введения в действие	01.06.2021
10	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 СТО Газпром 11–029–2012
	Наименование стандарта / рекомендаций	Технологическая связь. Правила технической эксплуатации и аудита систем тактовой сетевой синхронизации
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Содержание Введение Разделы 4, 8–12, 14 Пункты 1.2, 5.7, 6.1.1, 6.2.1, 6.2.5–6.2.9, 6.3.4, 6.3.6–6.3.9, 6.3.14–6.3.16, 6.3.19–6.3.21, 6.4.1, 6.4.6, 6.4.8–6.4.10, 6.5.2, 6.5.3, 6.6.6, 6.6.7, 7.12, 7.14, 8.4.1, 11.6.1, 11.6.2, 13.1.2, 13.2.4, 13.3.2 Библиография Региональное приложение 1 Библиография регионального приложения 1
	Дата введения в действие	19.07.2021

01.06.2021 11:00 РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ ГЕОИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ В ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ МОСКВА»

В ООО «Газпром трансгаз Москва» была разработана и внедрена Система мониторинга технического состояния магистральных газопроводов на основе геоинформационной системы, представляющая собой комплекс решений, направленных на обеспечение эффективного и безопасного функционирования объектов транспорта газа. С помощью этой системы в ООО «Газпром трансгаз Москва» впервые удалось выполнить анализ технического состояния линейной части трубопроводов в геоинформационной среде, позволивший выявить опасные техногенные и природные воздействия, осуществить контроль эксплуатации, охраны и обустройства всего комплекса указанной инфраструктуры. Было организовано централизованное хранение и актуализация массива данных, включающих аэрофото- и космические снимки, векторизованные тематические слои с атрибутивной информацией, содержащейся в таблицах. Разработанная система позволяет осуществлять контроль состояния магистральных газопроводов. Для этих целей выполняется комплексный анализ результатов проектных изысканий и технических условий на объектах транспорта газа, а также информации об утечках метана с применением сведений об участках капитального ремонта и внутритрубной диагностики. В настоящее время проводится регулярный мониторинг состояния указанных сооружений. Он сопровождается фиксацией аварийных и потенциально аварийных участков с применением специализированного оборудования, устанавливаемого на воздушном судне, в целях оперативного реагирования эксплуатирующей организации на факт выявления критических нарушений целостности. Наиболее важный результат мониторинга технического состояния магистральных газопроводов – появление возможности дистанционного определения опасных участков, на которых необходимо планировать проведение капитального ремонта и реконструкции.

Ключевые слова: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ, ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПОИСК УТЕЧЕК ГАЗА, МОНИТОРИНГ, ГЕОИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА, ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ДАННЫЕ, ДИСТАНЦИОННОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ ЗЕМЛИ.

Авторы:

УДК 528.87:622.691.4
Е.А. Смирнов, ООО «Газпром трансгаз Москва» (Москва, Россия), Smirnov@gtm.gazprom.ru
А.М. Свиридов, ООО «Газпром трансгаз Москва», A.Sviridov@gtm.gazprom.ru
А.В. Фомин, ООО «Газпром трансгаз Москва», a.fomin@gtm.gazprom.ru
Ю.В. Карабут, ООО «Газпром трансгаз Москва», y_karabut@gtm.gazprom.ru
М.С. Горяйнов, к.г.н., филиал «Инженерно-технический центр» ООО «Газпром трансгаз Москва» (Москва, Россия), m.goryaynov@gtm.gazprom.ru

Литература:

1. Лаврусь В.П., Литус И.И., Шпильман А.В. и др. Корпоративная ГИС ОАО НК «РуссНефть» // ArcReview. 2014. № 3 (70) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://arcreview.esri-cis.ru/2014/08/12/корпоративная-гис-оао-нк-русснефть/ (дата обращения: 14.02.2021).

2. Лаврусь В.П., Литус И.И., Коноплев П.А. и др. Геоинформационная система ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Информационный бюллетень ГИС-Ассоциации. 2006. № 5 (57). С. 42–46.

3. Козлов В.Я., Долбилин М.В. Развитие корпоративной ГИС ОАО «ЛУКОЙЛ» // ArcReview. 2007. № 2 (41) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://arcreview.esri-cis.ru/2007/05/10/развитие-корпоративной-гис-оао/ (дата обращения: 14.02.2021).

4. Паспорт Программы инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 года. СПб.: Газпром, 2020.

5. Гафаров Н.А., Баранов Ю.Б., Ванярхо М.А. и др. Использование космической информации в газовой промышленности. М.: Газпром экспо, 2010.

6. Федеральный горный и промышленный надзор России. Постановление № 9 от 24.04.1992 г. Правила охраны магистральных трубопроводов (в ред. от 23.11.1994 г.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://base.garant.ru/2160374/ (дата обращения: 14.02.2021).

7. СТО Газпром 2-3.5-454–2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

8. СТО Газпром 2-2.3-344–2016. Положение о воздушном патрулировании трасс магистральных трубопроводов ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

01.06.2021 11:00 ОСОБЕННОСТИ ПРОТЕКАНИЯ ХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЯХ РЕГЕНЕРАЦИИ АДСОРБЕНТОВ НА УСТАНОВКАХ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Адсорбционный метод с использованием силикагелей активно применяется при подготовке природного газа к транспорту по морским газопроводам. В настоящее время данный способ реализован в таких крупных проектах, как «Голубой поток», «Северный поток», «Турецкий поток», также планируется его применение и для «Северного потока – 2». При этом используются различные технологии регенерации силикагелевых адсорбентов. Например, на компрессорной станции «Краснодарская» работают две установки, выполняющие подготовку одного и того же исходного газа к транспорту, поэтому становится возможным сравнить его состав с составом газового конденсата и других продуктов очистки в зависимости от технологических режимов работы установки. В статье рассмотрены особенности процессов регенерации силикагелевых адсорбентов на установках подготовки газа к транспорту, работающих как по классической схеме, так и по технологии ADAPT. Описаны протекающие при этом термокаталитические реакции метилирования аренов и сероводорода. Показано, что в качестве катализатора химических процессов выступает оксид алюминия, примеси которого содержатся в силикагелевых адсорбентах, а в роли метилирующих агентов – метанол и диметиловый эфир, образующийся в процессе регенерации адсорбента из метанола. Были установлены причины появления в газовом конденсате компонентов, отсутствовавших в природном газе, в том числе образования на силикагелевых адсорбентах твердых веществ. Рассмотрены аспекты, позволяющие повысить экологичность и безопасность процесса регенерации по технологии ADAPT.

Ключевые слова: СИЛИКАГЕЛЕВЫЙ АДСОРБЕНТ, РЕГЕНЕРАЦИЯ АДСОРБЕНТА, ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, ДИМЕТИЛОВЫЙ ЭФИР, МЕТИЛИРОВАНИЕ АРЕНОВ.

Авторы:

УДК 66.074.6:661.183.7
Д.А. Васюков, ООО «Газпром трансгаз Краснодар» (Краснодар, Россия), d.vasyukov@tgk.gazprom.ru
С.Г. Шабля, к.т.н., ООО «Газпром трансгаз Краснодар», s.shablya@tgk.gazprom.ru
В.П. Петрук, ООО «Газпром трансгаз Краснодар», v.petruk@tgk.gazprom.ru
А.В. Руденко, ООО «Газпром трансгаз Краснодар», av.rudenko@tgk.gazprom.ru
И.А. Колычев, к.х.н., ООО «Газпром трансгаз Краснодар», i.kolychev@tgk.gazprom.ru

Литература:

1. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности: учеб. для техникумов. М.: Недра, 1988.

2. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти: учеб. пособие для вузов. М.: Химия, 1987.

3. ГОСТ 31371.7–2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 02.04.2021).

4. СТО Газпром 5.45–2013. Газ горючий природный. Определение молярной доли метанола хроматографическим методом [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

5. ГОСТ Р 53763–2009. Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200077766 (дата обращения: 02.04.2021).

6. Ткаченко И.Г., Шабля С.Г., Шатохин А.А. и др. Химические превращения компонентов природного газа в процессе адсорбционной осушки силикагелями // Газовая промышленность. 2017. № 1 (747). С. 36–39.

7. Сычев С.Н., Сычев К.С., Гаврилина В.А. Высокоэффективная жидкостная хроматография на микроколоночных хроматографах серии «Милихром». Орел: Изд-во Орловского государственного технического университета, 2002.

8. Отто М. Современные методы аналитической химии. В 2 т. / пер. с нем. под ред. А.В. Гармаша. М.: Техносфера, 2004. Т. 2.

9. Темердашев З.А., Руденко А.В., Колычев И.А., Костина А.С. Утилизация метанола из природного газа на силикагелевом адсорбенте, модифицированном оксидом // Экология и промышленность России. 2019. Т. 23. № 11. С. 4–9. DOI: 10.18412/1816-0395-2019-11-4-9.

10. Темердашев З.А., Руденко А.В., Колычев И.А., Костина А.С. Влияние условий регенерации алюмосиликатных адсорбентов на дегидратацию метанола, извлеченного из природного газа // Экология и промышленность России. 2020. Т. 24. № 8. С. 17–21. DOI: 10.18412/1816-0395-2020-8-17-21.

11. Гахраманов Т.О., Мамедов С.Э., Ахмедов Э.И., Мустафаева Р.М. Метилирование и этилирование толуола на цеолитах // Kimya problemlеri. 2015. № 1. С. 18–29.

12. Pomakhina E.B., Ivanova I.I., Kolyagin Y.G., Rebrov A.I. An in situ 13C MAS NMR study of zeolite catalysed alkylation of polar and non-polar aromatics // Magnetic Resonance in Colloid and Interface Science: Proceedings of the NATO Advanced Research Workshop / ed. by J.P. Fraissard, O.B. Lapina. Dordrecht, Netherlands; Boston, MA, USA: Kluwer Academic Publishers, 2001. P. 105.

13. Помахина Е.Б. Механизм алкилирования ароматических соединений метанолом на цеолитных катализаторах по данным спектроскопии ЯМР in situ: автореф. дис. … канд. хим. наук. М.: Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, 2004.

01.06.2021 11:00 КТО ВЛАДЕЕТ ИНФОРМАЦИЕЙ…

Объемы обрабатываемой информации удваиваются каждый год, а знания, которые получает человек, устаревают в течение 2–5 лет. Проблемы поиска информации и ее анализа решаются благодаря применению информационно-поисковых систем и технологий обработки данных, а также внедрению систем управления знаниями. Последние, формируя так называемую корпоративную базу знаний, связывают воедино их получение, хранение и обмен между сотрудниками компании. Системы управления знаниями интегрируются в общую структуру менеджмента организации, ее управляющие бизнес-процессы, инновационное и технологическое развитие, управление человеческими ресурсами. В настоящее время ПАО «Газпром» на основе одобренной концепции внедряет систему управления технико-технологическими знаниями. Для практической апробации ее элементов и функциональных модулей ООО «Газпром трансгаз Москва» было определено пилотной организацией на уровне дочерней компании. Система управления знаниями и инновациями ООО «Газпром трансгаз Москва» представляет собой сетевой ресурс и объединяет четыре функциональных модуля: «Инновационные технологии»; «Фабрика идей»; «Информационные ресурсы»; «База знаний». В статье дано их краткое описание, предложен подход к формированию показателей результативности внедренной системы.

Ключевые слова: ПОИСК ИНФОРМАЦИИ, ЗНАНИЯ ОРГАНИЗАЦИИ, МЕНЕДЖМЕНТ ЗНАНИЙ, УПРАВЛЕНИЕ ЗНАНИЯМИ, ИНФОРМАЦИЯ.

Авторы:

УДК 658.5(004.65)
А.В. Бабаков, ООО «Газпром трансгаз Москва» (Москва, Россия), Babakov@gtm.gazprom.ru
С.Г. Марченко, ООО «Газпром трансгаз Москва», S.Marchenko@gtm.gazprom.ru
Ю.Н. Ярыгин, ООО «Газпром трансгаз Москва», Yarigin@gtm.gazprom.ru
В.В. Пушков, ООО «Газпром трансгаз Москва», V.Pushkov@gtm.gazprom.ru

Литература:

1. Постолатий В. BigData шагает по планете // Российская газета: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://rg.ru/2013/05/14/infa-site.html (дата обращения: 03.03.2021).

2. ГОСТ Р ИСО 9001–2015. Системы менеджмента качества. Требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200124394 (дата обращения: 03.03.2021).

3. ISO 30401:2018 Knowledge management systems – Requirements [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/68683.html (дата обращения: 03.03.2021).

4. СТО Газпром РД 1.12-096–2004. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

5. Р Газпром 045–2008. Методические рекомендации по критериям и оценке управленческого эффекта от использования научно-технических разработок [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gubkin.ru/general/structure/upravlenie-strategicheskogo-razvitiya/podgotovka-komplekta-o... (дата обращения: 03.03.2021).

6. Бабаков А.В., Ярыгин Ю.Н., Саулин А.Д. Управление результативностью инновационной деятельности ООО «Газпром трансгаз Москва» // Газовая промышленность. 2018. № 6 (769). С. 114–121.

7. Бабаков А.В., Саулин А.Д. Сбалансированная система показателей как инструмент повышения качества управления и конкурентоспособности монополий // Вестник факультета управления СПбГЭУ. 2018. № 3–1. С. 11–17.

8. ISO 56002:2019. Innovation management – Innovation management system – Guidance [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/68221.html (дата обращения: 03.03.2021).

9. ГОСТ Р 56273.1–2014. Инновационный менеджмент. Часть 1. Система инновационного менеджмента [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200118019 (дата обращения: 03.03.2021).

Газовая промышленность № 06 2021

Читайте в номере:

Бурение и строительство скважин

Газомоторное топливо

Газораспределение и газоснабжение

Геология и разработка месторождения

Новые технологии и оборудование

Организация производства и управление

Охрана труда и промышленная безопасность

Стандартизация и управление качеством

HTML

HTML

Транспортировка газа и газового конденсата

Цифровизация

Подписывайтесь на нас