Газовая промышленность № 11 2019

Какие направления нефтегазохимии наиболее актуальны? На что ориентироваться российским экспортерам нефтехимической продукции? Какова ситуация с импортозамещением в отрасли? На эти и другие вопросы ответила старший аналитик Центра экономического прогнозирования АО «Газпромбанк» Нина Артуровна Адамова.

– Нина Артуровна, как вы оцениваете текущее состояние и перспективы развития нефтегазохимии России?

– К сожалению, доля химической индустрии в структуре ВВП России составляет меньше 2 %. Но если учитывать валовую добавленную стоимость производства нефтепродуктов, чем также занимаются российские нефтехимические компании, то доля отрасли достигает почти 3 %.

Что касается перспектив развития: во‑первых, поскольку нефте-газохимическая отрасль обладает существенным потенциалом для увеличения несырьевого неэнергетического экспорта (а это соответствует целям национальных проектов1), в среднесрочной перспективе российские нефте- и газохимики могут рассчитывать на рост государственного субсидирования.

Во-вторых, спрос на продукцию нефтегазохимической отрасли в мире продолжает расти темпами, превышающими рост мирового ВВП, и, вероятнее всего, эта тенденция сохранится в среднесрочной перспективе – особенно в развивающихся странах.

Согласно отчету Международного энергетического агентства, в ближайшие годы, вплоть до 2024 г., драйвером роста спроса на нефть будет нефтехимия. То есть не топливо, а продукты более высоких переделов, в том числе крупнотоннажные пластики. Мы с такой оценкой полностью согласны, даже несмотря на набирающую в последние годы популярность природоохранных мер.

– Если говорить про экологию: Европа в начале 2019 г. ввела запрет на одноразовый пластик. На что тогда будут ориентироваться российские экспортеры нефтехимической продукции?

– Вероятно, будут ориентироваться больше на азиатский рынок. Интерес представляет и латиноамериканский рынок. Но стоит отметить, что меры по ограничению использования одноразового пластика в Европе пока еще не такие жесткие. Дело в том, что не столь большой процент изделий из пластика от общего объема потребления по критериям Еврокомиссии можно назвать одноразовым. Конечно, последствия не только европейской, но и мировой «экологической волны» коснутся нефтехимиков, тем не менее, я полагаю, серьезный эффект мы почувствуем не раньше, чем лет через 15.

– На ваш взгляд, подобные решения с запретами – это влияние политики или люди действительно стали сознательно относиться к экологии?

– Ситуация с экологией – реальная глобальная проблема, требующая решения. Рост экологической сознательности, конечно, есть. Но мы очень привыкли к наличию изделий из пластмасс в нашем обиходе, поэтому ввод значительных ограничительных экологических мер – стресс для рынка (для производителей, ритейла и в особенности потребителей). Поэтому, в случае принятия каких‑либо решений касательно ограничения использования изделий из пластика в России или в другой стране мира, при рациональном подходе ограничительные меры будут вводиться постепенно. Компаниям нужно время, чтобы переориентироваться на новые рынки и сегменты потребления, и ограничения не должны оказывать существенного негативного влияния на их финансовые показатели. Предприятия должны иметь возможность начать осваивать технологии и рынок биоразлагаемых материалов. И потребитель также должен быть подготовлен к запретам: это к вопросу о росте экологической сознательности в обществе.

Что касается негативного влияния экологических трендов на отрасль, то это, на мой взгляд, более актуально в среднесрочной перспективе для нефтеперерабатывающей сферы. Так, в сегменте моторных топлив риск стагнации и снижения спроса гораздо выше, чем в нефтехимии. Это обусловлено ростом экономичности двигателей внутреннего сгорания, увеличением парка электромобилей в мире, популярностью альтернативных энергоносителей, например водорода, биотоплив. Повторюсь, драйвером спроса на нефть в мире до 2024 г. будет именно нефтехимия, а не нефтепереработка.

– Касательно сырьевой базы: достаточно ли у нас сырья для пиролиза?

– С одной стороны – да, достаточно. Что касается нафты, то ее в России производится около 30 млн т / год. При этом экспортируется примерно 80 % от выпускаемого объема. Соответственно, прямогонный бензин в России есть в избытке. Если судить по корзине производимой из него продукции, то нафта – менее привлекательный продукт, т. к. выход высокомаржинальных олефинов и полиолефинов из нее ниже, чем при пиролизе более легкого сырья. Но при низких ценах на нефть, «отрицательном акцизе» на нафту, а также в случае интеграции такого пиролиза в структуру нефтеперерабатывающего завода конкурентоспособность такого завода выше, чем работающего на легком сырье.

Что касается газового сырья: пиролизы на сжиженных углеводородных газах (СУГ) и этане начнут активно субсидироваться на среднесрочном горизонте. Помимо этого, за счет роста экспортных пошлин будет стимулироваться рост потребления СУГ внутри страны. Во всяком случае, это обозначено в дорожной карте развития отрасли и активно предлагается сейчас Минэнерго РФ.

Сжиженные углеводородные газы в России также производятся в избытке; после запуска «ЗапСибНефтехима» профицит СУГ, очевидно, снизится, но нехватки легкого углеводородного сырья не возникнет. Гораздо более остро стоит вопрос неразвитости инфраструктуры для его реализации.

– Как лучше, на ваш взгляд, осуществлять транспортировку – строить продуктопроводы или пользоваться возможностями железной дороги?

– Это зависит от масштабов. Трудно представить, что для мегапроектов сырье будет доставляться по железной дороге. Но если говорить про средне- и малотоннажные проекты, то здесь можно воспользоваться железнодорожным сообщением.

– Какие сырьевые мощности следовало бы развивать? Какого сырья нам не хватает?

– Больше всего не хватает инфраструктуры. Как в плане доставки сырья, так и в плане реализации продукции. Но как добиться того, чтобы при доставке стоимость сырья значительно не возросла, – всегда вопрос.

Помимо этого, как я уже сказала, в России есть сложности с инфраструктурой для реализации продукции. Например, когда мы ставим перед собой цель по наращиванию несырьевого неэнергетического экспорта, то сталкиваемся с тем, что у нас не хватает мощностей для перевалки удобрений на территории страны, а также перевалки жидкой химической продукции.

Основные инфраструктурные потребности ближайшего периода – перевалочные мощности для удобрений и жидкой химической продукции в Балтийском бассейне, на востоке России, а также развитие железнодорожной инфраструктуры для транспортировки жидкой и твердой нефтегазохимической продукции в восточной части страны.

– Перейдем к вопросу импортонезависимости. С точки зрения технологий и продуктов, где существует наибольшая зависимость от импорта?

– Значительную часть того, что нужно российскому рынку, мы производим, но в основном это крупнотоннажная базовая продукция. Например, в сегменте крупнотоннажных пластиков мы зависим от импорта не столь широкого перечня продуктов. В их числе полиэтилентерефталат (ПЭТФ) – почти половина российского потребления импортируется из Китая; отдельные сополимерные марки полиолефинов. По большей части базовой крупнотоннажной продукции мы либо уже импортонезависимы, либо перестанем зависеть в ближайшие несколько лет. Россия не зависит от импорта ароматических углеводородов, метил-трет-бутилового эфира – присадки к топливу. Мы экспортируем значительные объемы капролактама.

Тем не менее мы, как правило, пока несвободны от импорта в высокотехнологичных мало- и среднетоннажных сегментах специальной химии. Стратегически важным сегментом, зависящим от импорта, стало производство композиционных материалов. Ни для кого не секрет, что от импортного сырья в России зависит производство полиуретанов, потому что в стране нет производства изоцианатов.

А если идти дальше по цепочке переделов, то там ситуация несколько сложней. Например, шины или лакокрасочная промышленность. В этих сегментах тоже немаленький импорт, но для российских предприятий большую конкуренцию составляют локализованные на территории России производства крупнейших мировых компаний (AkzoNobel, Tikkurila, Bridgestone и многих других), многие из которых являются российскими юридическими лицами.

– А есть необходимость защищать российский рынок, например, от китайского ПЭТФ?

– Думаю, имеет смысл, только если проект и продукция будут конкурентоспособными. Полиэтилентерефталат нельзя назвать стратегически важным продуктом на государственном уровне, а какие‑либо жесткие протекционистские меры для импортного ПЭТФ негативно отразились бы на потребительском секторе.

Полагаю, стоит принимать жесткие протекционистские меры только на коротких временных отрезках и только если проект можно отнести к окупаемым на реальных временных горизонтах, а производимая продукция будет конкурентоспособной в условиях свободного рынка в отсутствие значительных регуляторных мер. Или если продукция имеет стратегически важное значение для государства. Тогда необходимо защищать рынок от импорта.

– До последнего времени на рынке не было отечественного малеинового ангидрида…

– Скоро будет. Думаю, это важная веха развития современной российской нефтехимии. Это очень серьезный шаг к тому, чтобы идти дальше по цепочке до тетрагидрофурана, фармпрепаратов, полиэфирных смол, лакокраски. Это путь к увеличению валовой добавленной стоимости отрасли и предпосылка роста значимости химической индустрии в масштабах экономики страны.

– Эпихлоргидрина тоже у нас нет?

– В стране есть сырье для эпихлоргидрина – это пропиленоксид. И у нас его производят несколько предприятий. Используется он в России в основном для получения гликолей и поверхностно-активных веществ.

– А как вы смотрите на планы отдельных компаний по созданию производства эпоксидных смол?

– В целом позитивно. Пока производство эпоксидных смол в России незначительно – около 2,5 тыс. т, и это только модификация и создание композиций на основе готовых закупаемых смол. При этом импорт эпоксидных смол в страну достигает 30 тыс. т, и, вероятно, он будет расти. Но конкуренция на рынке этой продукции высокая: возвращаясь к теме импортонезависимости, такой проект должен соответствовать рыночным требованиям.

– Мы пришли к выводу, что импортозамещение нужно, но не во всем. И зависит это от наличия рынка для импортозамещенного продукта и его конкурентоспособности.

– Все упирается в емкость рынка и конкурентоспособность потенциального продукта. У нас чаще всего есть сырье, технология или возможность купить технологию, но нет достаточной емкости рынка. Думаю, что со многими продуктами, в том числе эпоксидными смолами или изоцианатами, то же самое. Поэтому российские химические и нефтехимические компании годами рассматривают проекты в отдельных сегментах и откладывают их до лучших времен.

Иногда, конечно, вопрос стоит из‑за отсутствия технологий.

– Чего не хватает в технологиях? Что необходимо развивать?

– У нас почти все хорошо с технологиями нефтепереработки, за исключением катализаторов. Мы сильно зависимы от импортных технологий и катализаторов для нефтегазохимии. Считаю, к вопросу технологической импортонезависимости нужно подходить так же, как и к вопросу продуктовой импортонезависимости. Все диктуется рыночными условиями.

– Ваша оценка состояния рынка: какие тенденции будут превалировать?

– Основная тенденция, которая будет превалировать, во‑первых, с учетом рыночной ситуации, а во‑вторых, с учетом национальных целей, это то, что Россия становится нетто-экспортером крупнотоннажной нефтегазохимии в среднесрочной перспективе и будет захватывать постепенно мировой рынок. Вторая тенденция связана с тем, что в сегментах средне- и малотоннажной химии все‑таки будет постепенно замещаться импорт (в том числе упомянутый малеиновый ангидрид). С эпоксидными смолами и изоцианатами пока сложней. Думаю, что точечно импортозависимость все же будет снижаться, где это уже возможно.

В целом российский рынок будет расти: потенциал прироста емкости рынка в стране большой. У нас продолжает увеличиваться потребление полиэтилена, полипропилена (опережая средние мировые темпы). На среднесрочном горизонте сохранится стагнация и небольшой рост на рынке ПВХ и полистирола из‑за того, что есть рецессия в отечественной строительной отрасли.

С учетом экологических тенденций в использовании пластиков, а также профицита нашей агропромышленной продукции, полагаю, что у нас в России будет развиваться в среднесрочной перспективе производство биоразлагаемых пластиков. Эти проекты связаны с устойчивым развитием, поскольку речь идет о диверсификации источников сырья для производства полимеров, и, самое главное, они помогут решать многие экологические проблемы в будущем.

Россия сохранит лидирующие позиции в экспорте удобрений. Возможно, страна несколько уступит в экспорте метанола из‑за инфраструктурных ограничений. Предполагается, что MTO (процесс «метанол в олефины») продолжит развиваться в мире и служить драйвером роста мирового спроса на метанол и российского экспорта. У нас в России тоже может появиться такой проект на определенном этапе развития отрасли.

– Как изменятся объемы потребления по различным группам продуктов? Объемы потребления будут меняться в большей степени за счет внутреннего спроса или экспорта?

– Если говорить про крупнотоннажные пластики, достаточно быстро у нас растет рынок по полиолефинам – минимум 3–4 % роста в год. На рынке ПВХ – стагнация. По полистиролу – небольшой рост: 1–2 %. Но основной прирост потребления российской продукции будет обеспечен за счет экспорта.

– В какие направления стоит вкладывать основные инвестиционные ресурсы по мере их появления?

– Сейчас это в основном высокотехнологичные продуктовые направления, которые нужны рынку на глобальном и локальном уровнях. Они будут востребованы на долгосрочном горизонте и обеспечены сырьевой базой в России: биоразлагаемые полимеры; композиционные материалы; индустриальные покрытия (антикоррозионные, огнеупорные и прочие); товарный водород.

Нехватка сырьевых компонентов для производства отдельных упомянутых продуктов может стать серьезной преградой, которая приведет к необходимости выстраивать всю цепочку превращений в рамках проектов, а это повлечет за собой увеличение капитальных затрат. С другой стороны, рынки других видов продукции только формируются и требуют мер регуляторной поддержки. В целом упомянутые продуктовые направления заслуживают поддержки со стороны государства в связи с важностью для рынка и страны на долгосрочном горизонте.

Интервью подготовили: Н.В. Силкина и С.П. Черных, Межотраслевой экспертно-аналитический центр СНГПР

Система гибкого противопожарного трубопровода «Инфлекспайп» – инновационная разработка российской компании ООО «МорНетфеГазСтрой», пришедшая на смену традиционному стальному трубопроводу. Она абсолютно не подвержена коррозии и гарантирует исправную работу систем пожаротушения при пожаре пролитых углеводородов, в том числе в струйной фазе их горения и даже после взрыва их паровоздушной среды. Кроме этого, система может быть использована для транспортировки морской и пресной воды или других негорючих жидких сред с температурой до 110 ˚С при давлении до 2 МПа в диапазоне наружных температур от –50 до 70 ˚С.

ВЗРЫВО- И ПОЖАРОУСТОЙЧИВОСТЬ

Пожары в нефтегазовой отрасли нередко начинаются именно со взрыва паров углеводородов, способного повредить компоненты противопожарной защиты сооружения, в частности оросительную часть системы пожаротушения, которая традиционно выполняется из стальных труб. Взрывная волна легко сминает и деформирует такие трубы, а значит, огнетушащее вещество не сможет попасть к очагу возгорания. Синтетический каучук, армированный двумя слоями нержавеющей сетки, из которого изготовлен трубопровод «Инфлекспайп», – очень прочный и вместе с тем эластичный материал, выдерживающий избыточное давление взрыва до 0,15 МПа и не деформирующийся при сильном ударе. При этом не только сами трубы сохраняют свою первоначальную форму: конструкция и способ соединения обеспечивают целостность системы. В дополнение наружный слой трубопровода выполнен из огнестойкой синтетической резины и вместе с противопожарными накладками обеспечивает его герметичность даже при воздействии струйного пламени с температурой до 1250 ˚С в заполненном состоянии на протяжении до 60 мин (в сухом – не менее 5 мин).

КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ И БЕЗОТКАЗНОСТЬ

В стальном трубопроводе со временем образуется коррозия, причем как в водозаполненных системах, так и в сухотрубах. Коррозия опасна в первую очередь тем, что засоряет выпускные отверстия оросителей вплоть до их полной закупорки, и при запуске системы пожаротушения они не смогут обеспечить необходимую интенсивность подачи огнетушащего вещества к очагу пожара. В нефтегазовом сегменте эти риски слишком велики – начиная от более высоких, по сравнению с целлюлозным, температур горения углеводородов и заканчивая развитием так называемых каскадных эффектов разрушения охваченных огнем сооружений и конструкций. В таких условиях работоспособность систем пожаротушения должна быть безупречной и безотказной, и только «Инфлекспайп» гарантирует стопроцентную работоспособность и длительную эксплуатацию при любых способах его применения, т. к. он абсолютно не подвержен коррозии. Кроме этого, состав трубопровода обеспечивает рекордные показатели коррозионной стойкости к соленой и пресной воде, а также к нефтепродуктам и отработанной нефти при их наружном воздействии.

ТЕХНОЛОГИЧНОСТЬ И УНИКАЛЬНОСТЬ

Одно из важных преимуществ трубопровода «Инфлекспайп» – это простой и практически безопасный монтаж. Обычный стальной трубопровод соединяется методом электродуговой или газовой сварки, что в условиях действующих нефтегазовых объектов абсолютно недопустимо. Проведение такого рода работ сопровождается полной остановкой технологического цикла, выведением из зоны монтажных работ всех пожароопасных веществ и материалов, оформлением нарядов-допусков с обязательным выполнением внушительного списка противопожарных требований и мероприятий. Вместе с тем для выполнения самих работ требуются высококвалифицированные специалисты и оборудование, а качество их проведения должно проверяться посредством дорогостоящего контрольно-измерительного инструмента. Монтаж системы трубопровода «Инфлекспайп» лишен этих недостатков, кроме проведения работ по нарезке трубы в размер, т. к. она армирована стальными сетками и при контакте с режущей кромкой может образоваться опасная в таких случаях искра. Участки труб соединяются специальными фитингами, сделанными из титана, осуществляется фиксация обжимными хомутами. Процедура может выполняться в любых условиях окружающей среды и практически в любом диапазоне температур. При этом не требуется специального инструмента, а монтаж производится в самые короткие сроки без каких‑либо ограничений.

ИЗНОСОСТОЙКОСТЬ, ПРОЧНОСТЬ, ДОЛГОВЕЧНОСТЬ

Трубопроводные системы «Инфлекспайп» применяются как для полной, так и для частичной замены устаревших систем при капитальном ремонте или техническом перевооружении объектов. Непревзойденный срок службы с гарантией не менее 25 лет при практическом отсутствии технического обслуживания окупает вложенные средства уже в первые 10 лет эксплуатации. Система практически не подвержена разрушению при воздействии УФ-излучения и до 60 % минимизирует последствия гидравлического удара, а также снижает уровень шума и гасит вибрацию во время эксплуатации.

«Инфлекспайп» исправно работает при резких перепадах температур и в экстремальных погодных условиях, например, на нефтедобывающей буровой платформе «Приразломная» в Печорском море – единственной ведущей добычу нефти на российском арктическом шельфе.

Сегодня под запатентованной торговой маркой «Инфлекс» выпускается не только трубопровод, но и другие продукты противопожарного назначения: огнезащитные чехлы для защиты функционирования оборудования от воздействия углеводородного пожара, сетка для защиты оболочек кабелей от распространения горения по их поверхности, а также разработана, сертифицирована и производится широкая линейка огнезащитных составов для стальных строительных конструкций.

ООО «МорНефтеГазСтрой»

197022, РФ, г. Санкт-Петербург,

Аптекарская наб., д. 8, лит. А, оф. 633

Тел / факс: +7 (812) 600‑90‑00

E-mail: info@mngs-spb.com

www.мнгс.рф

Еще один участник государственной программы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 гг.» – АО «Промышленные технологии». При создании полностью отечественного подводного добычного комплекса компания отвечала за разработку и внедрение семейства соединителей «мокрой» стыковки. О ходе проведения опытно-конструкторских работ, экологичности продукции, наращивании производственных мощностей и многом другом мы поговорили с генеральным директором корпорации АО «Промышленные технологии» Валерием Владимировичем Шадриным.

В.В. Шадрин, генеральный директор корпорации АО «Промышленные технологии»

– Валерий Владимирович, расскажите о вашем предприятии. Каков основной профиль его деятельности?

– История корпорации перешла рубеж третьего десятилетия – заниматься производственными проектами мы начали в 2007 г. С самого начала компания собирала лучших специалистов инженерии и производства, сделав акцент только на передовые технологии. Сотрудники АО «Промышленные технологии» много ездят по миру, знакомятся с трендами и привносят новое.

Изначально основной сферой деятельности было производство компонентов для авиационной, космической, наземной и морской техники. Сегодня это лишь одно из направлений. В 2009 г. в рамках программы стратегического развития корпорации в ОЭЗ «Дубна» были сформированы обновленный инженерный мозговой центр – ОКБ «Аэрокосмические системы» – и новые производственные мощности по выпуску расширенной номенклатуры продукции. Реализуя указанную программу и решая задачу по обеспечению отечественной авиационной, морской, наземной и космической техники уникальными разработками в области бортовых систем и их компонентов, мы наращиваем производственные мощности, развиваем серийные промышленные площадки в новых регионах: Иркутской, Ульяновской, Воронежской областях, в Казани и Комсомольске-на-Амуре.

– Когда и с какой продукцией корпорация АО «Промышленные технологии» вышла на нефтегазовый рынок?

– Стартом работ по изобретению специализированных решений для нефтегазовой промышленности стало создание семейства соединителей «мокрой» стыковки для подводного добычного комплекса (ПДК), предназначенных для работы в морской воде на глубине до 500 м. Предприятие успешно разработало и внедрило две номенклатурные разновидности соединителей: электрические и оптические. Дополнительно разработаны и испытаны подводные кабельные перемычки, разветвители электрических сигналов, внутрискважинные герметичные соединители для многоконтактной проходной системы.

Отличительная особенность и основное конкурентное преимущество данных решений по сравнению с существующими отечественными соединителями – возможность сочленения на глубине под водой, у электрических – еще и возможность сочленения соединителей под напряжением.

Это первые изделия подобного класса, полностью разработанные и изготовленные в России. До этого такие задачи решались за счет систем и компонентов зарубежного производства, что препятствовало не обремененному внешними условиями развитию отечественного газодобычного комплекса. Мы перестаем быть зависимыми от зарубежных производителей в данной области – это очень важно и радостно!

– В рамках каких опытно-конструкторских работ (ОКР) вы участвовали в процессе? Кто выступил «смежником»?

– Соединители были разработаны в рамках госпрограммы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 гг.». Серийное производство освоено на АО «Дубненский завод коммутационной техники». Работа выполнялась в тесном сотрудничестве с «Газпром 335». Область применения разработанного оборудования: фонтанная арматура, подводный модуль управления (ПМУ) и подводный модуль распределения. Окончательная сборка оборудования с применением наших изделий производится на площадке ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ». Наша часть работ заключалась в установке подводных соединителей на оборудование, монтаже кабельных перемычек, подготовке ПМУ для гидравлических испытаний и сопровождении испытаний всей системы.

Ввиду того, что данные соединители для всех были «новинкой», всю заделку кабелей мы проводили на собственном специализированном жгутовом производстве в АО «ПРОМТЕХ-Дубна». Нами реализован полноэтапный производственный цикл – от разработки и производства до монтажа конечных изделий на аппаратуру.

– Соединение рабочих узлов ПДК осуществляется посредством таких технически сложных изделий, как комбинированные шлангокабели, где, помимо электрики и оптики, есть еще и гидравлика. Существуют ли в проекте решения по гидравлическим подводным разъемам – «быстрым и мокрым»?

– Что касается быстроразъемных гидравлических соединителей, то в рамках программы импортозамещения мы ведем такие разработки для подводного применения. Компанией спроектированы, изготовлены, испытаны обжимные фитинги дюймового и метрического диапазона для гидравлических и пневматических систем и гибкие рукава высокого давления. «Промтех» имеет оснащенную испытательную лабораторию с необходимым составом лабораторно-испытательных стендов, в том числе – собственной разработки, обеспечивающих проведение полного цикла квалификационных испытаний разрабатываемых нами изделий.

– Как «Промтех» решает задачи минимизации воздействия производства на окружающую природу?

– Отдельное внимание мы уделяем экологичности производимой продукции. При разработке наших изделий применяются материалы, не оказывающие негативного влияния на окружающую среду. Все материалы проходят строгую процедуру входного контроля, с поставщиками материалов налажена постоянная системная работа по соблюдению полного спектра требований к исходной продукции. Конструкция изделий проектируется таким образом, что даже аварийные ситуации не приводят к катастрофическим последствиям для человека, флоры и фауны. Некоторые эксперты утверждают, что отечественные требования к экологичности продукции, которые мы соблюдаем, в разы жестче западных для аналогичных соединителей.

– Каковы ваши впечатления от IX Петербургского международного газового форума? Отметили ли вы интерес к разрабатываемым компанией изделиям со стороны руководства «Газпрома» – В.А. Зубкова и В.А. Маркелова – при посещении ими вашего стенда?

– Мы очень рады, что руководители «Газпрома» по достоинству оценили наш труд. Они понимают значимость этой работы, т. к. все внешние соединения под водой выполняются при помощи наших изделий. Важную роль играет повышение надежности и ремонтопригодности оборудования, которое прослужит 30 лет, повышение эксплуатационных характеристик продукции и переход на российскую компонентную базу. Разработав отечественные соединители, мы в кооперации со всеми участниками проекта решили важную государственную задачу – создание ключевых, полностью отечественных технологий подводной газодобычи. Это позволяет с оптимизмом смотреть в будущее и вместе работать над дальнейшим укреплением позиций России на глобальном рынке.

АО «Промышленные технологии»

141983, РФ, Московская обл.,

г. Дубна, ул. Программистов, д. 4

Тел.: +7 (496) 219‑04‑44

E-mail: info@promtech-dubna.ru  

Группа компаний «ЭлМетро» входит в число ведущих российских приборостроительных предприятий, а торговая марка «ЭлМетро» – узнаваема потребителями из нефтегазовой, металлургической, энергетической и других отраслей. ГК «ЭлМетро» специализируется на выпуске импортозамещающих интеллектуальных и высокоточных приборов и датчиков – наукоемких продуктов.

ПРОДУКЦИЯ «ЭЛМЕТРО»

Кориолисовые расходомеры «ЭлМетро-Фломак» (рис. 1) широко используются как измерительный компонент блочных установок – автоматизированных групповых замерных установок, систем измерения количества и показателей качества нефти, систем слива / налива, топливораздаточных колонок автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, систем дозирования реагентов и одорантов, для измерения газов и т. д.

Приборы разработаны и полностью производятся в России. Наряду с высокими метрологическими характеристиками имеют следующие важные эксплуатационные преимущества:

– интеллектуальная самодиаг­ностика на основе встроенного частотного анализа;

– устойчивость к газовым включениям;

– вычисление обводненности и концентрации компонентов;

– DL-описание для реализации полной функциональности протокола HART при работе со стандартами программного обеспечения типа AMS.

Расходомер «ЭлМетро-Фло-мак» – импортозамещающий продукт; позволяет производить замену импортных аналогов один в один по присоединительным размерам и карте регистров.

ГК «ЭлМетро» завершена разработка первого российского кориолисового расходомера для сжиженного природного газа.

Автоматический потоковый плотномер на базе модернизированного кориолисового расходомера «ЭлМетро-Фломак» создан в рамках Дорожной карты ПАО «Газпром». Данные приборы позволят осуществить полноценную замену импортных приборов типа Solartron и CDM100.

Ультразвуковой газовый расходомер «ЭлМетро-Флоус» (рис. 2) предназначен для измерения объемного расхода газа в рабочих и стандартных условиях, вычисления массового расхода, накопленной массы и объема, теплоты сгорания. Расходомер отображает результаты измерений и регистрирует их в журнале с привязкой к реальному времени. Может использоваться как самостоятельное средство измерения, так и в составе любых установок учета природного, в том числе ГРС, попутного нефтяного, факельного и других газов.

Особенностью расходомера «ЭлМетро-Флоус», помимо полностью отечественного производства, стало то, что он специально разрабатывался для возможности высоконадежного учета «жирного» нефтяного газа, когда из‑за выпадения конденсата многие типы расходомеров перестают работать. Расходомер имеет встроенный вычислитель в электронном блоке (согласно методикам МР113, МР118, ГОСТ 30319, ГОСТ 8.611–2013 и др.) с коррекцией по давлению и температуре. Поверка имитационным методом, самодиагностика и контроль качества сигнала позволяют существенно снизить затраты на обслуживание и содержание прибора. Расходомер «ЭлМетро-Флоус» может измерять как прямые, так и реверсивные потоки. 

ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»

454112, РФ, г. Челябинск,

Комсомольский пр-т,

д. 29, корп. 1, пом. 7

Тел/факс: +7 (800) 222-14-19,

+7 (351) 220-12-34

E-mail: info@elmetro.ru

www.elmetro.ru

В 2017 г. АО «Бриг» приняло решение о переориентации производства на изготовление продукции гражданского назначения, в частности, для нефтегазовой отрасли. В настоящее время предприятие участвует в создании элементов подводного добычного комплекса в интересах отечественной программы импортозамещения и ПАО «Газпром». О достижениях в этой области, политике компании и своих позициях на нефтегазовом рынке рассказывает генеральный директор АО «Бриг» Борис Федорович Калмыков.

– Когда было создано АО «Бриг» и для каких целей?

– АО «Бриг» основано в 2006 г. в г. Мурманске. В начале работы предприятия основным направлением деятельности был ремонт гражданских и военных судов. Сотрудниками АО «Бриг» выполнялись все виды работ для обслуживания гражданских судов, а также изготавливались запасные части, инструменты и приспособления для машинных отделений катеров пограничной службы.

В 2010 г. руководством компании принято решение о расширении производства путем создания производственной площадки в г. Санкт-Петербурге.

На базе имеющегося оборудования и полученных компетенций АО «Бриг» начало производство изделий для подводного вооружения в интересах государственного оборонного заказа. Для осуществления данной деятельности АО «Бриг» получило необходимые лицензии.

До 2017 г. АО «Бриг» в основном выполняло проекты а рамках гособоронзаказа и участвовало в серийном выпуске изделий и комплектующих в кооперации с различными предприятиями, при этом фактической специализацией компании оставалась металлообработка. За все время сотрудничества АО «Бриг» зарекомендовало себя исключительно с положительной стороны.

В 2017 г. руководством компании принято принципиальное решение о переориентации АО «Бриг» на производство продукции гражданского назначения, в которой применима и востребована компетенция предприятия, но с учетом расширения своих производственных возможностей. Для реализации намеченных планов на территории бывшего Ленинградского Северного завода была организована отдельная производственная площадка, ориентированная на проведение опытно-конструкторских работ (ОКР) и развитие технологий в области производства изделий для нефтегазовой отрасли в рамках программы импортозамещения.

Имеющийся на предприятии численный состав производственных рабочих, а также инженерно-технических работников специального-конструкторского бюро (СКБ), отдела главного технолога, отдела испытаний позволяет решать задачи по освоению и производству технически сложной продукции с высоким качеством в минимальные сроки.

– Какими проектами знаменита ваша компания?

– На сегодняшний день АО «Бриг» является контрагентом предприятий, участвующих в освоении производства элементов подводного добычного комплекса (ПДК) на территории России. АО «Бриг» разрабатывает и изготавливает все типовые агрегаты, входящие в состав гидросхемы фонтанной арматуры. Полный жизненный цикл этих изделий включает в себя разработку как конечно-элементного и трехмерного моделирования, так и изготовление опытных образцов с отработкой управляющих программ, проведением испытаний на автоматизированных стендах и поставкой заказчику изделий с заданными свойствами и характеристиками. Эти работы выполняются нашим предприятием совместно с ООО «Газпром 335», АО «ФГНЦ «Титан-Баррикады», АО «Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий», ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования имени И.И. Ползунова».

– Насколько производство шлангокабелей, систем соединений узлов комплекса подводной добычи, устьевого оборудования и фонтанной арматуры в подводном исполнении стало новым и неизведанным для российской промышленности? Существовали ли похожие разработки ранее, например в советские времена? Или весь процесс ОКР по созданию системы подводной добычи сводился к воспроизведению оборудования ПДК норвежской компании FMC? У ваших коллег по выставке «Импортозамещение» на Петербургском международном газовом форуме – 2019 (ПМГФ-2019) сложились разные мнения… Внесите, пожалуйста, ясность.

– Ничего сверхсложного в производстве ПДК нет: это нам стало ясно после выполнения ОКР. Да, это трудоемкое производство, требующее повышенного внимания к мелочам от контролеров, инженеров и рабочих-испытателей и, в конечном счете, от руководства компаний. Но у нас нет сомнений, что все можно производить здесь, в России, а не покупать за рубежом. Что касается опыта подобных разработок, то он у всех участников ОКР, как показало наше взаимодействие, есть. Конечно, это не относится лишь к ПДК, но опыт в инженерии сложных ответственных подводных изделий тоже важен. Если рассмотреть в общем, то любые ОКР строятся на базе технического задания – исходного документа на проектирование, в котором определены требования к изделию. Разработка технического задания – это, пожалуй, самая наукоемкая часть жизненного цикла. Например, в области военно-морского судостроения этим вопросом на регулярной основе занимались целые институты, выполняющие научно-исследовательские работы по обоснованию облика новых проектов кораблей. А вот после разработки технического задания наступает пора инженеров – конструкторов и расчетчиков, программистов и электронщиков. В АО «Бриг» использовали именно такой подход: выполняли расчеты прочности, жесткости и определяли размеры деталей в строгом соответствии с требованиями технического задания, международных и российских стандартов. Встраивали наши комплектующие в посадочные места контрагентов, учитывали требования стандартов к присоединительным размерам и получали облик, компоновку изделий. То, что одно изделие, допустим, похоже на другое, произведенное за рубежом, – лишь следствие технических требований. Все наши решения подтверждены расчетами, и по итогам работ мы написали технические статьи, рассказали о процессе на конференциях, так что за свой результат мы спокойны. А вот наши иностранные коллеги не всегда могли уверенно ответить на вопрос о прочности своих изделий, часто сводя ответ к пресловутому «мы основывались на опыте проектирования предыдущих изделий». Чей подход правильнее – покажут испытания, эксплуатация и время.

– Какие новые технологии и производственные процессы были освоены в результате ОКР по системе подводной добычи? Как строилось взаимодействие в рамках ОКР?

– Задача освоения производства оборудования, входящего в состав ПДК, разработка новых технологических процессов, начиная от механической обработки деталей, их покрытий, сварки и наплавки, заканчивая сборкой готовых изделий и их испытаний, – это сложный, трудоемкий процесс, требующий больших инвестиций. Какое бы производство ни взялось за изготовление изделий для ПДК, оно неминуемо столкнется с необходимостью организации новых рабочих мест – конструкторских, технологических, рабочих. Мы получили очень ценный производственный опыт и уверены, что он будет востребован со стороны ключевого заказчика – ПАО «Газпром».

– Насколько наукоемок потенциал вашего СКБ? Каков опыт сотрудников, образовательный уровень, количество НИОКР?

– Специальное конструкторское бюро АО «Бриг» организовано по типичной схеме заводского конструкторского бюро. В составе СКБ: конструкторский отдел (отвечающий за разработку конструкторской документации и сопровождение производства); отдел микроэлектроники и встраиваемых систем (разработка электрических схем, сборка и наладка изделий электронной аппаратуры, разработка и отладка программного обеспечения); расчетно-экспериментальный сектор (конечно-элементное моделирование, расчеты на прочность, участие в испытаниях); отдел испытаний и макетирования (проведение испытаний изделий, обеспечение макетного производства, сборка аппаратуры автоматизированной системы управления технологическим процессом); сектор стандартизации и технической документации (выполнение работ по стандартизации и нормоконтролю конструкторской документации, обеспечение бумажными копиями документации).

Сотрудники нашего СКБ – это и молодые ребята, только что окончившие вузы, и более опытные инженеры. Так складывается, что молодежь к нам особенно активно идет из Военмеха (Балтийский государственный технический университет «Военмех» имени Д.Ф. Устинова). Сказывается наличие хороших связей между руководителем СКБ, в прошлом выпускника кафедры ракетостроения, и вузом. Все сотрудники СКБ имеют высшее образование, в основном это инженеры-механики, но есть у нас и программисты, и специалисты в области микроэлектроники.

Отдел микроэлектроники и встраиваемых систем – наиболее передовой отдел СКБ, отвечающий за автоматизацию производства, программирование. Зато конструкторский отдел – больше по численности и номенклатуре задач: через конструкторский отдел проходит вся документация, в том числе и сторонних разработчиков, которые обращаются на наше предприятие по межзаводской кооперации. Наиболее интересна работа в расчетно-экспериментальном секторе – пусть она и рутинна порой. Но именно с работой инженеров-расчетчиков мы связываем все свои достижения в области создания компонентов ПДК. Выполнение расчетов осуществляется нами вместе с ООО «ДиП», компанией, занимающейся импортозамещением программного обеспечения для инженерных расчетов. Ну а сугубо научный результат в области развития методов проектирования изделий получается при взаимодействии с Военмехом. Это результат продемонстрирован в ряде научных статей.

– Насколько роботизировано производство и цифровизировано проектирование? Встречаются ли еще бумажные чертежи или все запоминает искусственный интеллект?

– В своих разработках мы используем автоматизацию технологических и бизнес-процессов. Автоматизированную станцию для испытаний мы демонстрировали в составе нашей экспозиции на ПМГФ-2019. Расчеты выполняем в пакете «Зенит-95», а проектирование – в «Компас-3D». Модели деталей, которые будут обрабатываться на станках с числовым программным управлением, передаются в отдел главного технолога. Но чертежи все равно выпускаются и обращаются в бумажном виде на производстве – пока еще невозможно каждому рабочему в руки дать планшет и полностью отказаться от чертежа. Изделие – это не только 3D-модель, это и схема (гидравлическая, электрическая), и текстовое описание, и многое другое. Создавая чертеж, конструктор делает, по сути, описание изделия, упрощая и акцентируя внимание всех участников технологической цепочки на важных элементах, разрезах или технических требованиях. Да и при работе в цехе это надежнее.

– Как продукция «Бриг» ориентирована на задачи нефтегазовой отрасли? Входят ли, помимо «Газпрома», другие компании топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в число ваших заказчиков?

– Вместе с санкциями в России появляются новые рынки. Участники рынка нефтегазовой отрасли страхуют риски, возникающие в случае невозможности закупки комплектующих и оборудования за рубежом, тем, что разворачиваются в сторону отечественного производителя. Последний наш заказчик – «СИБУР Холдинг». Работа с ним только в самом начале пути. Но уже сейчас видно, что опыт и компетенции АО «Бриг» востребованы в полном объеме и у этого крупного холдинга.

В интересах ПАО «Газпром» компания выполняет ОКР по разработке и внедрению в серийное производство отечественных элементов и оборудования ПДК для шельфовых месторождений.

АО «Кольская ГМК» осуществляет программу реконструкции технологических мощностей промышленной площадки в г. Мончегорске Мурманской обл. С учетом богатого положительного опыта АО «Бриг» по работе с титановыми сплавами и наличия соответствующих технологий с руководством АО «Кольская ГМК» достигнута договоренность о привлечении АО «Бриг» к контракту по производству сварных титановых труб.

АО «Бриг» обладает технологическими возможностями и достаточным опытом производства гребных винтов, рабочих колес, спрямляющих аппаратов, блоков цилиндров, корпусных деталей электродвигателей и др. Данная номенклатура схожа по сложности изготовления с той, которая применяется в различного рода турбинах, компрессорах, насосных агрегатах, производимых ЗАО «Невский завод».

С руководством ЗАО «Невский завод» достигнуты договоренности об организации АО «Бриг» производства лопаток, рабочих колес, корпусов ступеней, направляющих аппаратов, диафрагм и т. д. Данная номенклатура входит в состав газоперекачивающих агрегатов.

– Одна из особенностей вашего производства – работа с высокопрочными, в т. ч. титановыми сплавами. Как для этого подготовлен и модернизируется станочный парк? Что делается для защиты разрабатываемого подводного оборудования от морской коррозии?

– Существуют общие требования к проектированию подводного оборудования – преимущество отдается нержавеющим материалам. В случае если нет возможности сделать заготовку из нержавеющей стали или ее цена будет слишком высока, используются конструкционные стали с защитными покрытиями. Вообще антикоррозионная защита – серьезная тема для работы отделов в материаловедческих институтах.

– Как продукция адаптирована для прочих экстремальных условий эксплуатации – криогенные технологии, Арктика, пустыня, агрессивные химические среды?

– В технических требованиях ПАО «Газпром» сформулированы требования по конструктивному исполнению изделий для ПДК. В добычных каналах, там, где невозможно использование деталей, полностью изготовленных из специальных сплавов, применяются наплавки. Шиберные задвижки покрываются наплавкой на основе карбида вольфрама. Все в совокупности обеспечивает заданные заказчиком сроки эксплуатации. Тем не менее их еще необходимо проверить. Это задачи следующих этапов.

– Каково ваше отношение как производителя к Системе добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ, перспективе ее тиражирования на все компании отечественного ТЭК?

– К СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ отношение положительное. Мы привыкли работать, используя требования военных стандартов качества в соответствии с разрешенными к проектированию и производству классами Единого кодификатора предметов снабжения, – для нас в целом в этом нет ничего нового. Правда, система военных стандартов, требований и норм проектирования создавалась, можно сказать, веками. И все равно в ней есть спорные моменты, неясными остаются отдельные аспекты ее применения. А система ИНТЕРГАЗСЕРТ для нас новая – хотелось бы получать больше информации о ее использовании на предприятии.

– Какова ваша оценка ПМГФ-2019? Удалось ли выставке «Импортозамещение в газовой отрасли» показать подлинный масштаб достаточно оперативной работы по созданию стопроцентно российского подводного добычного комплекса? Получилось ли АО «Бриг» в полной мере экспонировать свой вклад в этот проект?

– ПМГФ-2019 для АО «Бриг» – первая площадка такого уровня, на которой мы представили свои результаты. А представить нам есть что. Это и компоненты для ПДК, и испытательное оборудование, и программное обеспечение. Нам кажется, что все прошло успешно: мы смогли продемонстрировать наиболее интересные результаты. В целом форум производит впечатление масштабного мероприятия. А предприятия – участники проекта по импортозамещению в газовой отрасли, наши партнеры по ПДК, продемонстрировали весь свой потенциал, независимость России от иностранных технологий в еще одной стратегически важной отрасли экономики.

АО «Бриг»

197348, РФ, г. Санкт-Петербург,

Коломяжский пр-т, д. 10, лит. БЕ

Тел.: 8 (800) 600‑59‑34

E-mail: info@aobrig.ru

www.aobrig.ru

Подземные хранилища в газовой промышленности – это сложные объекты, сочетающие герметичную геологическую структуру (объект хранения), подземное и наземное оборудование. В современных рыночных условиях подземные хранилища газа удовлетворяют растущий спрос потребителей, будучи неотъемлемой частью глобальной системы энергоснабжения. ПАО «Газпром» эксплуатирует на территории Российской Федерации 27 подземных газохранилищ, которые играют ключевую роль в сглаживании сезонной неравномерности потребления газа. Особую значимость в этом процессе имеют подземные хранилища в отложениях каменной соли. 

Подземные хранилища газа (ПХГ) в солях используются для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления и покрытия пиковых нагрузок; они могут обеспечивать несколько циклов закачки и отбора газа в течение года. По этим причинам созданию ПХГ в каменной соли уделяется большое внимание. Соляные каверны считаются идеальными по герметичности резервуарами. Кратко процесс создания газохранилища подобного типа можно описать следующим образом.

На подходящий по мощности пласт каменной соли на глубину около 400–1200 м бурятся скважины. Затем в них под давлением с высоким расходом подается пресная вода. Насыщаясь, вода выносит на поверхность соль, образуя таким образом в пласте полость необходимого объема. Процесс создания резервуаров в отложениях каменной соли занимает довольно продолжительное время. Для того чтобы реализовать описанные мероприятия, необходимо создание водно-рассольного комплекса (ВРК). С его помощью и происходит размыв геологической структуры, которая впоследствии заполняется углеводородом.

ООО «Газпром ПХГ», главный российский оператор подземных газохранилищ, в настоящий момент эксплуатирует два ПХГ в соляных резервуарах – в Калининградской и Волгоградской областях.

ЗАДАЧИ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ

В 2013 г. в самом западном регионе России введено в эксплуатацию Калининградское ПХГ. Этот объект стал первым опытом эксплуатации на территории РФ солевого газохранилища. Оно предназначено для компенсации сезонной и пиковой неравномерности газоснабжения Калининградской обл. Природный газ поступает в ПХГ по магистральному газопроводу Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград. К осенне-зимнему периоду 2019–2020 гг. производительность Калининградского ПХГ достигла 12 млн верх м³. В перспективе к 2025 г. этот показатель вырастет до 15 млн верх м³ за счет увеличения количества резервуаров до 14 ед. (сейчас – 4 ед.). Что касается оперативного резерва газа, то к настоящему моменту удалось обеспечить его объем в размере 174 млн верх м³. Подключение еще трех эксплуатационных скважин – 4Т, 6Т и 7Т – позволит к следующему году нарастить оперативный резерв до 351 млн верх м³. Через шесть лет, согласно проектной документации, он достигнет максимального значения в 800 млн верх м³.

Для повышения энергетической безопасности региона с учетом особенностей его географического положения «Газпром» реализовал проект по альтернативному варианту газоснабжения – с помощью морских поставок сжиженного природного газа (СПГ). В акватории Балтийского моря в Калининградской обл. построен приемный терминал, соединенный с газотранспортной системой газопроводом, проложенным по дну Балтики. Уникальный морской причал находится в 5 км от берега. Глубина моря в этом месте составляет 19 м, что обеспечивает возможность швартовки плавучей регазификационной установки (ПРГУ) «Маршал Василевский», доставляющей СПГ к терминалу. Объект представляет собой монолитную плиту длиной 125,5 м из высокопрочного бетона, конструкция установлена на 177 сваях. Со стороны моря ее защищает С-образный волнолом длиной 728 м. Он способен выдерживать сильные балтийские штормы. Стендеры, смонтированные на причале, позволяют отгружать регазифицированный газ с ПРГУ непосредственно в газотранспортную систему и восполнять объем газа в ПХГ – причем оба процесса происходят одновременно. Производительность комплекса на данный момент достигает 12 млн верх м³.

В торжественных мероприятиях, посвященных вводу в эксплуатацию морского терминала по приему СПГ и ПРГУ «Маршал Василевский», 8 января 2019 г. приняли участие Президент Российской Федерации В.В. Путин и Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер (рис. 1).

УНИКАЛЬНЫЙ ВОЛГОГРАДСКИЙ ПРОЕКТ

В 2018 г. введено в эксплуатацию Волгоградское ПХГ, ставшее вторым в России хранилищем, созданным в отложениях каменной соли. Новое подразделение ООО «Газпром ПХГ» призвано регулировать сезонную неравномерность газопотребления Волгограда и Волгоградской обл., а также обеспечивать надежность экспортных поставок по газопроводу Починки – Изобильное. Первый отбор газа для подачи в газотранспортную систему планируется осуществить в осенне-зимний период 2019–2020 гг. Волгоградский объект на данный момент располагает двумя подземными резервуарами (ПР), находящимися в эксплуатации: ПР 2Р, структура которого аналогична объектам хранения Калининградского ПХГ, и ПР 3Т – единственным в мире, построенном по новой технологии размыва, диаметром около 60 м и длиной примерно 350 м. К разряду уникальных относится и ПР 1Т – резервуар в двухъярусной выработке через одну скважину (рис. 2). Необходимости реализации столь сложных проектных решений способствовали особенности горно-геологических условий создания ПХГ.

При выходе Волгоградского ПХГ на проектную мощность количество резервуаров увеличится до 16, активный объем газа составит до 820 млн верх м³. В данный момент газохранилище в Волгоградской обл. функционирует с максимальной суточной производительностью на начало сезона отбора, равной 10 млн верх м³; оперативный резерв составляет 135 млн верх м³.

ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ

В соответствии с приказом ПАО «Газпром» «О развитии системы ПХГ на территории Российской Федерации» от 29.01.2019, в структуре компании должно появиться еще одно подземное газохранилище в соляных отложениях – Новомосковское ПХГ в Тульской обл. Сейчас для его строительства выполняются проектно-изыскательные работы, затем начнется строительство объектов ВРК. Появление данного ПХГ решит проблему пикового газопотребления в Центрально-Черноземном регионе России.

Развитие ПХГ в отложениях каменной соли призвано не только решать проблему пикового газопотребления, но и способствовать выполнению задачи, поставленной Правлением ПАО «Газпром», по выходу к осенне-зимнему периоду 2028–2029 гг. на максимальную суточную производительность 1014,27 млн верх м³.

ООО «Газпром ПХГ»

196105, РФ, г. Санкт-Петербург, Московский пр-т, д. 139,

корп. 1, стр. 1

Тел.: +7 (812) 613-17-17

Факс: +7 (812) 613-17-17

E-mail: phg@phg.gazprom.ru

E-mail пресс-службы:

pr@phg.gazprom.ru

www.ugs.gazprom.ru

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ), УТВЕРЖДЕННЫХ И ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ПЕРИОД С 01.10.2019 ПО 31.10.2019

ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ»
(СТО ГАЗПРОМ И Р ГАЗПРОМ) В ПЕРИОД С 01.10.2019 ПО 31.10.2019

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» – оператор одного из крупнейших интегрированных нефтегазовых проектов в мире. В 2019 г. компания отметила 25‑летие. Проект «Сахалин-2» – настоящий первопроходец, пионер в освоении сахалинского шельфа. Именно здесь появилась первая в России газодобывающая платформа и первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). На момент ввода объектов в эксплуатацию некоторые виды оборудования и технологии были уникальны в мировом масштабе.

И сегодня «Сахалин Энерджи» в соответствии со своим видением быть ведущим поставщиком энергии для Азиатско-Тихоокеанского региона остается новатором и лидером во многих областях. Особенно важно для нас обеспечить долгосрочное устойчивое развитие компании. Три кита стратегии нашего роста – это развитие минерально-сырьевой базы, достижение высокой производственной эффективности и обеспечение качественного корпоративного управления при эффективном использовании ресурсов.

Эффективное использование сегодняшних экспоненциально развивающихся технологий является для «Сахалин Энерджи» важной составляющей реализации ее стратегии роста. Компания постоянно совершенствует бизнес-процессы, инструментарий, технологии и продукты, которые предлагает индустрия; для повышения конкурентоспособности изучает и применяет в работе перспективные инструменты – машинное обучение, прогнозную аналитику, искусственный интеллект, внедряет лучшие глобальные практики и находит собственные решения, в том числе в сфере информационной безопасности.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Специалисты «Сахалин Энерджи» разрабатывают и внедряют инновационные подходы к управлению технологическими процессами как в системе автоматического управления верхнего уровня, так и на серверах-клиентах. Автоматизация проходит по трем основным уровням.

Базовый уровень. На всех объектах компании степень автоматизации управления технологическим процессом составляет 100 %. Это означает, что все технологические параметры, которые можно обеспечить средствами автоматизации, поддерживаются автоматически на заданных оптимальных для процесса значениях.

Системы усовершенствованного управления технологическим процессом (СУУТП). Использование данных контроллеров позволяет не только поддерживать требуемые технологические параметры, но и достигать их максимально эффективным способом. Например, процесс стабилизации газового конденсата на объединенном береговом технологическом комплексе (ОБТК) автоматизирован так, чтобы необходимое давление насыщенных паров достигалось с максимизацией энергоэффективности и с оптимизацией технологических параметров, важных для бесперебойной работы компрессоров газов выветривания. Для некоторых СУУТП-решений реализована система коррекции задач реального времени, что помогает адаптировать работу к конкретным условиям. Дальнейшее развитие системы СУУТП планируется за счет создания автоматизированного управления процессами подготовки и транспорта газа. Это поможет уменьшить нагрузку на операторов центрального пункта управления (ЦПУ), оптимизировать работу установок, учитывая ежеминутные изменения, повысить качество контроля технологических параметров.

Пошагово исполняющиеся циклы. На заводе по производству СПГ реализованы алгоритмы автоматизации отгрузки СПГ и нефти, запуска технологических линий СПГ и азотной установки. На платформах «Моликпак» и «Пильтун-Астохская-Б» внедрены алгоритмы управления штуцерами скважин, которые позволяют в автоматическом режиме запускать скважины максимально быстро, но при этом избегать резких изменений пластового давления и расхода. Эти системы уменьшают нагрузку на оператора ЦПУ и минимизируют риск человеческой ошибки.

ФОРМИРОВАНИЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО ПОРТФЕЛЯ КОМПАНИИ

Новые технические решения позволяют компании не только оптимизировать технологические процессы и достигать высоких производственных показателей, но и формировать интеллектуальный портфель. Правовая охрана таких решений находится на особом контроле. Начиная с 2017 г. «Сахалин Энерджи» регистрирует в Федеральной службе по интеллектуальной собственности (Роспатенте) созданные объекты интеллектуальной собственности, в том числе программы для электронно-вычислительных машин (ЭВМ). К ноябрю 2019 г. компания стала правообладателем 37 таких программ (см. рис.).

Разрабатываемые программные продукты направлены на оптимизацию всех сфер деятельности компании. Так, «Сахалин Энерджи» стал правообладателем патента на изобретение способа управления процессом сжижения природного газа, которое направлено на увеличение количества выхода СПГ за счет повышения эффективности цикла сжижения. Это стало возможным благодаря оптимизации процесса автоматизированного управления составом смешанного хладагента, который на сегодняшний день успешно используется в производственной деятельности сахалинского завода СПГ. В частности, за последние 10 лет оптимизация технологических процессов наряду с комплексом мероприятий по модернизации оборудования позволили увеличить производительность завода СПГ примерно на 20 %.

Другой пример. С 2012 г. в финансовом директорате компании успешно применяется новая система управления материальными запасами, благодаря которой удается достичь существенной экономии денежных средств. Внедрение системы позволило полностью автоматизировать аналитическую часть и сосредоточиться на коммуникации с заказчиками. Одна из важных функциональных особенностей новой системы – возможность анализа необходимости материалов на самых поздних стадиях и отмены закупки практически в любой момент.

Еще одним масштабным проектом, направленным на экономию затрат, стала локализация используемых систем, например системы управления предприятием (САП). В результате компания сможет при двукратном снижении затрат преодолеть ограничения существующего ИТ-ландшафта и на базе единого цифрового ядра объединить свои бизнес-процессы, обеспечив рост эффективности и дальнейшее развитие «Сахалин Энерджи».

Помимо проектирования и внедрения ИТ-систем на базе продуктов САП, эксплуатации и развития существующих систем в рамках сотрудничества, планируется также уделить внимание подготовке и повышению квалификации специалистов компании – они будут проходить обучение с помощью экспертов и партнеров САП.

НА ПОМОЩЬ ПРИХОДИТ ИСКУССТВЕННЫЙ ИНТЕЛЛЕКТ

Компания ставит перед собой цель выйти на новый уровень организации технического обслуживания критически важного технологического оборудования, который основан на стратегии предиктивного технического диагностирования. Это позволит в режиме реального времени вести более детальный мониторинг, анализ текущего состояния оборудования и идентифицировать неисправности значительно раньше, чем это делают существующие автоматизированные системы управления технологическими процессами.

Инструментом предиктивной аналитики служит специализированное программное обеспечение, использующее индивидуальные модели оборудования и прогрессивные методы распознавания образов, технологию машинного обучения и заучивания уникального профиля работы установки в реальных нагрузочных и эксплуатационных условиях. Этот инструмент, кроме прочего, сравнивает исторические данные о работе оборудования с оперативными, обнаруживая даже незначительные изменения. То есть он способен выявлять предпосылки к сбоям в работе технологической системы задолго до срабатывания противоаварийной защиты. Это даст специалистам больше времени для анализа ситуации и принятия предупредительных мер.

Качественное технологическое развитие в эпоху цифровизации требует революционных изменений бизнес-моделей и отдельных бизнес-процессов. Только использование цифровых платформ, их развитие и совершенствование искусственного интеллекта при качественном анализе огромной базы исходных данных в реальном времени приносит неоценимую помощь в работе высокотехнологичных предприятий и позволяет в конечном итоге качественно регулировать финансовые потоки.

Сегодня «Сахалин Энерджи» разрабатывает консолидированную цифровую стратегию для обеспечения стратегии роста и возможностей совместного и консолидированного планирования дальнейшего развития за счет использования эффективных цифровых технологий.

Компания определяет для себя цифровизацию как форму стратегического управления и ответ на появление новых технологий, фокусируясь на создании новых цифровых возможностей для бизнеса. Цифровая стратегия «Сахалин Энерджи» разрабатывается лидирующими российскими и международными консультационными компаниями с привлечением ведущих экспертов в нефтегазовом секторе в области стратегического планирования, оптимизации бизнес-процессов и информационных технологий.

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»

693020, РФ, Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66-20-00

Факс: +7 (4242) 66-28-01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru

Современный «Газпром флот» – многопрофильная компания с собственным, постоянно пополняющимся флотом, высококлассными специалистами и профессионально выстроенной системой управления. В этом году «Газпром флот» отмечает 25‑летний юбилей.

Производственная деятельность компании проходит в сложных гидрометеорологических условиях сурового климата северных морей, в прибрежной зоне, где судоходство затруднено из-за сложной ледовой обстановки, а береговая инфраструктура слабо развита. «Газпром флот» придерживается высоких экологических стандартов, применяя технологии, которые не наносят вреда экосистеме региона. В настоящее время деятельность компании полностью соответствует требованиям, предъявляемым российским и международным правом к организациям, работающим в шельфовой зоне.

За годы работы «Газпром флота» на шельфе Печорского, Карского, Охотского и Балтийского морей не было допущено ни одной чрезвычайной ситуации, связанной с негативным воздействием на природу. Этому способствует заблаговременная оценка рисков, связанных с производственным процессом, их минимизация и запрет на работы в случае потенциальной опасности загрязнения морской акватории.

За 25 лет изменились технологии бурения, была проведена модернизация оборудования на производственных объектах «Газпром флота», построены и приняты в эксплуатацию две плавучие полупогружные буровые установки шестого поколения «Северное Сияние» и «Полярная Звезда», оснащенные современным природоохранным оборудованием, самоподъемные буровые установки (СПБУ) «Амазон» и «Арктическая», которые переоборудо­ваны для работы в северных морях по принципу «нулевого сброса» (zero discharge principle), соблюдение которого обязательно для работы морских буровых платформ в Арктике. Принцип «нулевого сброса» предусматривает полный запрет на выброс в море любых видов отходов.

На практике это означает, что морская буровая платформа не создает нагрузки на природную среду региона. В море не попадают продукты жизнедеятельности буровой установки: все отходы вывозятся на береговые предприятия, осуществляющие их переработку или утилизацию.

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ МЕТОДЫ

Во время модернизации СПБУ были проведены следующие мероприятия:

– переоборудованы места сброса с платформы дождевой воды, попадающей в рабочую зону: она собирается в танках накопления для последующей транспортировки на берег;

– установлены стоки для отвода в танки накопления остатков бурового раствора и шлама с роторного стола после промывки инструментов;

– для исключения попадания очищенных сточных вод в морскую среду заблокирована система сброса: теперь они накапливаются в специализированных емкостях.

В дальнейшем все отходы перевозятся на берег с помощью судов снабжения. Для накопления и транспортировки отработанных жидкостей применяется специализированная тара, гарантирующая отсутствие проливов или потери отходов во время перевозки. Вся тара проходит контроль морского регистра; емкости, не соответствующие экологическим правилам или требованиям безопасности при перевозке, не используются.

Отходы производства, образованные в процессе бурения и эксплуатации буровых установок, – отработанный буровой раствор и буровой шлам (выбуренная порода) – один из факторов загрязнения природной среды.

В начале деятельности «Газпром флота» до 90 % всех отходов отправлялось на захоронение, а на утилизацию и обезвреживание – всего 10 %. Благодаря грамотной экологической политике компании в 2018 г. количество захороненных промышленных отходов составило всего 1,25 %.

Это стало возможным благодаря следующим мерам:

– разделению отходов с несколькими составляющими, например, обычный бытовой мусор теперь подразделяется на компоненты: бумага, стекло, пластик и металл;

– селективному сбору и накоплению каждого вида отходов;

– жестким требованиям к подрядным организациям: основной акцент сделан на их возможностях по утилизации и обезвреживанию отходов с применением передовых технологий и оборудования.

Кроме того, буровой шлам передается подрядным организациям на утилизацию – из него получают искусственный грунт (почву), который используется в рекультивации территорий и полигонов с техногенными нарушениями и для укрепления откосов дорог. Применение искусственного грунта особенно актуально для территорий с бедными почвами – Сахалинской и Магаданской областей, районов Крайнего Севера.

Для снижения негативного влияния на окружающую среду в процессе утилизации отходов бурения используются буровые растворы на водной основе. В отличие от буровых растворов на нефтяной основе, их легче утилизировать, а в случае возникновения нештатных ситуаций они наносят меньший вред окружающей среде, т. к. менее токсичны.

Проведенное экологическими организациями моделирование ситуации разливов буровых растворов на водной основе показало, что широкомасштабное токсическое загрязнение моря такими растворами маловероятно. Для отработанного бурового раствора предусмотрена система очистки и повторного его использования при бурении скважин.

В начале деятельности компании строительство скважин на шельфе осуществлялось по технологии бурения пилотного ствола с выбросом выбуренной породы на морское дно. Процесс сопровождался повышением мутности воды и заносом дна в зоне воздействия. Теперь с применением современных технологий, а именно системы безрайзерного удаления шлама, вся выбуренная порода поднимается на буровую установку в полном объеме, что предотвращает замутнение воды и гибель бентосных организмов.

ЧЕГО УДАЕТСЯ ИЗБЕЖАТЬ

Самыми опасными факторами для морской среды и биоценозов считаются разливы нефти и нефтепродуктов. Аварийный разлив может иметь катастрофические последствия для окружающей среды. Нефть – продукт длительного распада, она покрывает водную поверхность пленкой, которая препятствует доступу света и воздуха, нанося вред как морским биоценозам, так и толще воды. Тяжелая фракция нефти оседает на дно и оказывает негативное влияние на бентос.

Воздействие на ихтиофауну может проявляться в сокращении кормовой базы, накоплении токсичных элементов в организме рыб, которые могут передаваться по пищевой цепочке человеку.

Воздействие на орнитофауну приводит не только к интоксикации организма птиц, но и к потере терморегуляции перьевого покрова, что в конечном счете ведет к смерти пернатых.

Для быстрого реагирования на нештатные ситуации у буровых платформ непрерывно дежурят аварийно-спасательные суда (АСС), на которых есть полный комплект оборудования для локализации разлива и сбора нефти с поверхности акватории. Ежегодно проводятся комплексные учения с участием персонала буровых платформ, АСС и судов снабжения.

Минимальное воздействие на морскую окружающую среду при бурении способствует сохранению биоразнообразия и объектов традиционного морского промысла Севера и Дальнего Востока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги, отметим, что за 25 лет работы компании «Газпром флот» на шельфе накоплен уникальный опыт по охране окружающей среды. Благодаря применению передовых технологий минимизирован ущерб, наносимый биоценозам при бурении скважин, увеличен объем отходов, направляемых на утилизацию, а продукты, получаемые путем их переработки, используются в различных сферах деятельности.

«Газпром флот» делает все возможное, чтобы и в дальнейшем не наносить своей деятельностью ущерба окружающей среде и сохранять биоразнообразие морской флоры и фауны.

Основные направления деятельности ООО «Газпром флот»: строительство скважин различного назначения на континентальном шельфе, оперирование флотом, развитие и эксплуатация береговых баз обеспечения и портовой инфраструктуры, строительство морских буровых установок и специализированных судов.

ООО «Газпром флот»

196105, РФ, г. Санкт-Петербург,

Московский пр-т, д. 139, корп. 1

Тел.: +7 (812) 609-62-22

Факс: +7 (812) 609-62-99

E-mail: gazpromflot@gazpromflot.ru

www.flot.gazprom.ru

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение – одно из крупнейших в России – уникально не только по объему запасов, но и по геологическому строению. Газ Южно-Русского месторождения, расположенного в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, составляет основу ресурсной базы газопровода «Северный поток». Месторождение было открыто 17 ноября 1969 г. Уренгойской нефтеразведочной экспедицией при испытании поисковой скважины № 6, и 2019 г. знаменует важную веху его истории – 50-летний юбилей.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Оператор проекта – ОАО «Север-нефтегазпром», высокотехнологичное предприятие, входящее в Группу «Газпром». Акционерами Общества являются ПАО «Газпром», Wintershall Dea GmbH (Германия) и OMV Exploration & Production GmbH (Австрия).

Компания была основана 9 января 1998 г. Лицензия на право пользования недрами в целях геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка, действующая с 1993 г., была переоформлена на ОАО «Севернефтегазпром» в июне 2001 г.

25 октября 2007 г. Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) введено в промышленную эксплуатацию. В 2009 г. с опережением плана ровно на год Южно-Русское НГКМ выведено на максимальную проектную мощность 25 млрд м3 / год.

В настоящее время территория лицензионного участка включает в себя три НГКМ: Южно-Русское, а также Яровое и частично Западно-Часельское.

Южно-Русское месторождение – многофазовое, содержит более 30 плас-тов разного геологического строения: газовых, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазоконденсатных. Продуктивный разрез Южно-Русского НГКМ тянется от туронского яруса верхнего мела до батского яруса средней юры включительно на глубину 3200–3400 м. Терригенный комплекс слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения песчаников, алевролитов, аргиллитов со множеством растительных остатков.

Изучение геологического строения и оценка запасов Южно-Русского НГКМ, помимо сеноманских и туронских отложений, показали перспективность разработки нижнемеловых, а также юрских отложений.

Своевременное выполнение диаг-ностики, планово-профилактических работ, текущих ремонтов и технического обслуживания оборудования обеспечивает бесперебойную работу газового промысла Южно-Русского месторождения.

Плановые показатели по добыче валового и отгрузке товарного газа выполняются с незначительным превышением. Ожидаемый объем добычи газа с начала эксплуатации по состоянию на 1 января 2020 г. – более 290 млрд м³, в том числе из туронской залежи – более 1 млрд 330 млн м³.

ТУРОНСКАЯ ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ

В 2010 г. было принято решение о поэтапном вводе в разработку туронской газовой залежи Южно-Русского НГКМ, суммарные запасы которой составляют более 300 млрд м3 газа.

Газ туронской залежи Южно-Русского НГКМ относится к категории трудноизвлекаемого из‑за низких фильтрационно-емкостных свойств. Турон залегает выше сеноманских отложений. Тем не менее пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу.

В декабре 2011 г. была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию первая в России туронская экспериментальная двухзабойная скважина, и туронский газ впервые был подан в Единую систему газоснабжения ПАО «Газпром».

Ключевым решением в разработке турона Южно-Русского НГКМ стало строительство и запуск в опытно-промышленную эксплуатацию в 2014 г. скважины № 184 с восходящим окончанием, а в 2016 г. – скважины № 1902 с многостадийным гидроразрывом пласта.

На основании опытно-промышленной эксплуатации трех скважин с различными конструктивными особенностями разрабатывалась проектная документация, в том числе и на строительство скважин первого пускового комплекса.

27 октября 2018 г. начато бурение эксплуатационных скважин первого пускового комплекса на туронскую газовую залежь Южно-Русского НГКМ.

Первый пусковой комплекс состоит из трех кустов: 11Т, 13Т, 14Т – в составе девяти скважин с восходящим окончанием и трех скважин с субгоризонтальным окончанием и проведенным многостадийным гидроразрывом пласта.

Ввод туронской газовой залежи в разработку позволит «держать полку» добычи природного газа около 25 млрд м3 / год до 2023 г. включительно.

К 2023 г. планируется построить 100 скважин на туронскую газовую залежь. К 2035 г. общий фонд составит 280 эксплуатацион-ных скважин на сеноманскую и туронскую залежи.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Газовый промысел Южно-Русского месторождения представляет собой высокоавтоматизированный комплекс, оснащенный новейшим оборудованием зарубежного и российского производства.

Инновационные технические решения ОАО «Севернефтегазпром» позволяют совершенствовать существующие технологии, повышать уровень охраны труда и промышленной безопасности, сокращать потребление энергоресурсов и выбросы в атмосферу вредных веществ и парниковых газов, обеспечивая устойчивое развитие компании.

В ближайших планах компании – ввод в эксплуатацию в 2020 г. второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт.

В рамках будущих перспектив уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие Общества. Сейчас открыто 75 залежей в 24 плас-тах нижнемеловых отложений. На территории лицензионного участка «Севернефтегазпрома» присутствуют залежи нефти и газа, связанные с юрскими отложениями. Добыча нефти и конденсата – один из следующих этапов перспективной деятельности компании.

Стабильная деятельность «Севернефтегазпрома» на протяжении более 20 лет, высокие производственные и экономические показатели, несомненно, стали результатом совместной плодотворной работы акционеров Общества и успешного международного партнерства.

ОАО «Севернефтегазпром»

629300, РФ, Ямало-Ненецкий АО,

г. Новый Уренгой, а / я 1130

Тел.: +7 (3494) 24‑81‑06

Факс: +7 (3494) 24‑81‑16

E-mail: sngp@sngp.com

www.severneftegazprom.com