Территория Нефтегаз № 12 2020

01.12.2020 11:00 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПОДАЧИ ОДОРАНТА ПУТЕМ КОРРЕКТИРОВКИ АЛГОРИТМА ДОЗИРОВАНИЯ ИЛИ ИЗМЕНЕНИЯ КОНСТРУКЦИИ ДОЗИРУЮЩЕГО ЭЛЕМЕНТА

В статье рассмотрена актуальная проблема погрешности дозирования объема одоранта, подаваемого в газопровод, и варианты ее решения. Существует несколько видов современных установок одоризации газа. В результате изучения принципов их работы выявлено, что системы управления технологическим процессом несовершенны. Они собирают информацию с датчиков, установленных на оборудовании в блоке одоризации, и рассчитывают необходимый расход одоранта с использованием полученных данных. Однако доступной информации для вычисления точного значения требующейся дозы одоранта недостаточно, в результате чего велика погрешность дозирования. Цель представленной работы – увеличить точность дозирования одоранта. Добиться этого можно путем модификации алгоритма обработки информации. Предложено два метода его корректировки: изменение способа расчета времени, на которое дозировочный клапан остается открытым, путем введения в формулу дополнительных уточняющих результат параметров; приведение температуры одоранта к нормальному значению. В последнем случае учитывается температурная зависимость текучести (вязкости) одоранта, проходящего через дозировочный клапан. В этих целях расчетным и опытным путями определены оптимальная доза одоранта и соответствующая ей температура. Поддержание одоранта при этой температуре обеспечит его необходимую текучесть и позволит не вносить изменения в блок обработки данных. Оба метода позволяют добиться целевого результата – уменьшения погрешности дозирования подаваемой в газопровод жидкости.

Ключевые слова: АВТОМАТИЗАЦИЯ, ДОЗИРОВАНИЕ, КЛАПАН, ОДОРИЗАЦИЯ, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ.

Авторы:

УДК [681.2-78::62-621.2].001.76
А.А. Истомин, ООО «ННК-Саратовнефтегаздобыча» (Саратов, РФ), Alexey911194@yandex.ru

Литература:

1. Колпакова Н.В., Колпаков А.С. Газоснабжение. Екатеринбург: Издательство Уральского университета, 2014.

2. Кряжев Б.Г., Маевский М.А. Техника безопасности при использовании сжиженных газов. М.: Недра, 1976.

3. Пачурин Г., Рыжов Е. Электронное управление автоматической одоризации газа. Автоматизированная система контроля технического состояния конструкций зданий. Бо-Бассен, Маврикий: LAP, 2018.

4. Гатчек Э. Современная физика. Вязкость жидкостей. Л.: ОНТИ, 1935.

» 01.12.2020 11:00 РАЦИОНАЛИЗАТОРСКАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ КАК ДРАЙВЕР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ

ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» стало победителем конкурса изобретательской и рационализаторской деятельности среди дочерних компаний ПАО «Газпром» за 2019 г. Ранее три года подряд на этом конкурсе предприятие брало «серебро».

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

Исторически сложилось, что к изобретательству и инновациям в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» относятся очень внимательно. Сотрудников, которые стараются улучшить привычную систему работы и привнести в нее новаторские идеи, поощряют, а лучшие изобретения берут на вооружение.

Поток рацпредложений постоянно растет. В настоящее время сотрудники предприятия внедряют более 2000 рационализаторских идей в год. Техническое творчество – так еще называют рационализаторство – приобрело системный характер. Разработаны организационные документы и методические материалы, регулярно проводятся обучающие семинары. Созданы и направлены во все филиалы буклеты, в которых описано, как правильно оформить рацпредложение и рассчитать экономический эффект.

Победа в конкурсе в этом году и стабильные лидирующие позиции ранее – результат именно такой планомерной работы. Другой положительный эффект – профессиональный рост сотрудников: когда человек разрабатывает рацпредложение, вникает в проблему, изучает документацию, он получает новые профессиональные компетенции.

«Рационализаторская деятельность является драйвером технологического развития газотранспортного предприятия и повышает научно-технический уровень наших сотрудников, – уверен начальник технического отдела А.И. Прямов. – Внедрение инновационных технических разработок, применение результатов изобретательской деятельности становятся основными компонентами системного развития ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород».

Конечно, рационализаторская работа приносит авторам и материальную выгоду. На уровне ПАО «Газпром» принят нормативный документ, который определяет размер вознаграждения за рацпредложения. При этом учитывается сложность рацпредложения, его экономический эффект и масштабы. Существуют примеры, когда сотрудники получали единовременные выплаты до 100 тыс. руб.

У предприятия есть филиалы, демонстрирующие наиболее впечатляющие показатели рационализаторской активности. Это Пензенское, Починковское, Арзамасское и Заволжское линейно-производственные управления. В каждом подразделении такую работу контролирует и координирует главный инженер. Именно он проводит технические советы, делает первую оценку предложений и помогает в их оформлении. Каждое предложение оценивается по нескольким критериям. В том числе определяется его ценность для компании за счет успешной коммерциализации и эффективного использования в производственной деятельности.

01.12.2020 11:00 АКТИВНЫЕ УГЛИ В ДОБЫЧЕ, ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ПЕРЕРАБОТКЕ ГАЗА

В статье рассмотрены вопросы применения активных углей в газовой промышленности для решения технологических и экологических задач. Показаны преимущества новых высокопрочных активных углей в сероочистке природного газа и рафинировании гелия. Отражены новые подходы к защите почв от гербицидов на объектах газовой промышленности. Определены направления синтеза новых высокопрочных активных углей. Приведены потребности и объемы производства активных углей.

Ключевые слова: АДСОРБЦИОННАЯ АКТИВНОСТЬ, АКТИВИРОВАННЫЙ УГОЛЬ, АКТИВНЫЙ УГОЛЬ, ДОБЫЧА, ПЕРЕРАБОТКА, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ЭКОЛОГИЯ.

Авторы:

УДК 661.183.2::622.324.5
В.М. Мухин, д.т.н., проф., АО «Электростальское научно-производственное объединение «Неорганика» (Электросталь, РФ), victormukhin@yandex.ru
А.В. Андреев, АО «Электростальское научно-производственное объединение «Неорганика», info@neorganika.ru
Ю.Я. Спиридонов, д.б.н., акад. РАН, ФГБНУ «Всероссийский научно-исследовательский институт фитопатологии», spiridonov@vniif.ru

Литература:

1. Шумяцкий Ю.И. Промышленные адсорбционные процессы. М.: КолосС, 2009.

2. Федоров Н.Ф., Ивахнюк Г.К., Бабкин О.Э. Адсорбенты на основе УДП в решении проблем защиты окружающей среды // Тезисы докладов на симпозиуме «Адсорбционные процессы в решении проблем защиты окружающей среды». Рига, 1991. С. 81–84.

3. Фенелонов В.Б. Пористый углерод. Новосибирск: Институт катализа РАН, 1995.

4. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. М.: Химия, 1976.

5. Росстандарт. ГОСТ 20464-75. Уголь активный АГ-3. Технические условия [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=163342 (дата обращения: 01.12.2020).

6. Росстандарт. ГОСТ 16188-70. Сорбенты. Метод определения прочности при истирании [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=170367 (дата обращения: 01.12.2020).

7. Мухин В.М. Роль активных углей в экологии добычи, транспортировки и переработки нефти и газа // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 3. С. 29–34.

» 01.12.2020 11:00 «ВОЛГА-ЭНЕРГОГАЗ» РАЗРАБОТАЛА НЕ ИМЕЮЩЕЕ АНАЛОГОВ ВОЗДУХООЧИСТИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГПАa

На основании технического задания, утвержденного Департаментом 308 ПАО «Газпром», ООО «Волга-Энергогаз» (г. Самара) создало принципиально новую конструкцию воздухоочистительного устройства для газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-6,3В (Ц-8) с газотурбинным приводным двигателем НК-14СТ. Разработка компании не имеет аналогов на рынке оборудования по очистке циклового воздуха в газотурбинном двигателе.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

ВСЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ, А ТАКЖЕ ВНЕШНИЙ ОБЛИК КОНСТРУКЦИИ ЗАПАТЕНТОВАНЫ.

Опытный образец воздухоочистительного устройства ВОУ-14–35 был установлен на Дожимной компрессорной станции № 2 Ставропольского линейного производственного управления магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». В процессе приемочных испытаний ВОУ производства ООО «Волга-Энергогаз» был проведен сравнительный анализ загрязнения лопаток двигателя НК-14СТ (см. рис.).

Новое ВОУ, изготовленное ООО «Волга-Энергогаз», имеет ряд преимуществ. Так, внутренний тракт выполнен из гнутого высоколегированного нержавеющего листа (без применения сварных швов) и собран посредством болтовых соединений. Попадание лишних предметов в чистую камеру исключено за счет наружной сборки. Таким образом, удается избежать возникновения забоин в газовоздушном тракте двигателя и коррозии металла в течение всего периода эксплуатации. Кроме этого, применена трехступенчатая комбинированная накопительная система очистки циклового воздуха G2 / G4 / F8 (производства ООО «ЕМВ фильтртехник рус»). Оригинальная конструкция крепления листов кровли, в свою очередь, позволяет обеспечить требуемую несущую способность и полностью исключить попадание осадков. За счет применения на наружной поверхности конструкции ВОУ оцинкованного листа, окрашенного порошковой эмалью, не требуется покраска устройства в течение всего периода эксплуатации, что экономит финансовые средства и сокращает время нахождения агрегата в ремонте.


а)	б)
Лопатки двигателя после наработки 637 ч: а) с ВОУ ООО «Волга-Энергогаз»; б) со штатным ВОУ

Производитель отмечает еще с десяток преимуществ ВОУ-14–35. В совокупности они позволяют эксплуатировать оборудование до полувека. Назначенный ресурс ВОУ-14–35 до капитального ремонта – 200 тыс. приведенных часов. Гарантийный срок – 36 мес. Все конструктивные и технические решения, а также внешний облик конструкции запатентованы.

Сейчас компания «Волга-Энергогаз» продолжает работу по созданию линейки подобных ВОУ для газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-16, ГПУ-16, ГПА-Ц-16С, ГПА-Ц-25, а также ГПА-32 «Ладога».

Прочностные, газодинамические и тепловые расчеты компания выполняет в тесном сотрудничестве с Самарским государственным аэрокосмическим университетом имени С.П. Королева и другими вузами страны.

Постоянно повышая качество продукции и сохраняя на нее конкурентоспособную цену, совершенствуя квалификацию персонала, компания «Волга-Энергогаз» старается соответствовать высоким стандартам как технической, так и экологической политики флагманов нефтегазовой отрасли. Неслучайно ООО «Волга-Энергогаз» включено в Перечень заводов-изготовителей ГПА и основных производителей запасных частей для технического обслуживания и ремонта на объектах Единой системы газоснабжения ПАО «Газпром».

01.12.2020 11:00 ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ: КРАТКИЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В обзоре систематизирована информация, накопленная за последнее десятилетие, о результатах изучения газовых гидратов в странах, имеющих специализированные научные программы по этому направлению. На основании анализа оригинальных литературных данных и публикаций можно сделать вывод, что в США, Канаде, Японии, Китае, Индии и странах ЕС интенсивно ведутся геолого-разведочные работы и детальные геофизические исследования, а научная деятельность тесно связана с промышленной сферой и трансфером технологий производства метана и природного газа из газогидратных залежей, искусственного получения газовых гидратов, сепарации и очистки, утилизации и транспортировки газов, опреснения морской воды, предотвращения техногенного гидратообразования, а также с разработкой материалов – накопителей энергии.

Ключевые слова: ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ, ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ, ДОБЫЧА, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ТРАНСПОРТИРОВКА.

Авторы:

УДК 548.562::[622.324.5+622.691.6](4+71+73+510+520+540)
Е.Ю. Шиц, д.т.н., доцент, ФГБНУ «Научно-исследовательский институт – Республиканский исследовательский научно-консультационный центр экспертизы» (Иркутск, РФ), l.u.shitz@mail.ru;
В.В. Корякина, ФГБУН «Институт проблем нефти и газа» Сибирского отделения Российской академии наук (Якутск, РФ), kvladilina@mail.ru

Литература:

1. Boswell R., Collett T.S. Current perspectives on gas hydrate resources // Energy Environ. Sci. 2011. No. 4. P. 1206–1215.

2. Гудзенко В.Т., Вариничев А.А., Громов М.П. Мировая экономика и газогидраты // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2018. № 10. С.43–57.

3. Fujii T., Saeki T., Kobayashi T., et al. Resource assessment of methane hydrate by applying a probabilistic approach in the Eastern Nankai Trough, Japan // Chigaku Zasshi (J. Geogr.). 2009. Vol. 118. No. 5. P. 814–834.

4. Yamamoto K., Wang X.-X., Tamaki M., Suzuki K. The second offshore production of methane hydrate in the Nankai Trough and gas production behavior from a heterogeneous methane hydrate reservoir // RSC Adv. 2019. Vol. 9 (45). P. 25987–26013.

5. Материалы 34-го Собрания Исследовательской группы по разработке гидрата метана Министерства экономики, торговли и промышленности Японии от 16.10.2019: Исследование и разработка гидрата метана пластового типа. Этап 4 (План выполнения на 2019–2022 гг.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/methane_hydrate/pdf/034_05_00.pdf (дата обращения: 13.11.2020). (на японском)

6. Khlystov O.M., Khabuev A.V., Minami H., et al. Gas hydrates in Lake Baikal // Limnology and Freshwater Biology. 2018. Vol. 1. No. 1. P. 66–70.

7. Manakov A.Y., Khlystov O.M., Hachikubo A., et al. Structural studies of Lake Baikal natural gas hydrates // J. Struct. Chem. 2019. Vol. 60. No. 9. P. 1437–1455.

8. Oshima M., Suzuki K., Yoneda J., et al. Lithological properties of natural gas hydrate-bearing sediments in pressure-cores recovered from the Krishna-Godavari Basin // Mar. Pet. Geol. 2019. Vol. 108. P. 439–470.

9. Jin Y., Konno Y., Yoneda J., et al. In situ methane hydrate morphology investigation: natural gas hydrate-bearing sediment recovered from the Eastern Nankai Trough area // Energy Fuels. 2016. Vol. 30. No. 7. P. 5547–5554.

10. Takeya S., Mimachi H., Murayama T. Methane storage in water frameworks: Self-preservation of methane hydrate pellets formed from NaCl solutions // Appl. Energy. 2018. Vol. 230. P. 86–93.

11. Uchida T., Miyoshi H., Sugibuchi R., et al. Contribution of ultra-fine bubbles to promoting effect on propane hydrate formation // Front. Chem. 2020. Vol. 8. P. 480.

12. Nagashima H.D., Oshima M., Jin Y. Film-growth rates of methane hydrate on ice surfaces // J. Cryst. Growth. 2020. Vol. 537. Article ID 125595.

13. Yagasaki T., Matsumoto M., Tanaka H. Molecular dynamics study of kinetic hydrate inhibitors: The optimal inhibitor size and effect of guest species // J. Phys. Chem. C. 2019. Vol. 123. No. 3. P. 1806–1816.

14. Kida M., Goda H., Sakagami H., Minami H. CO2 capture from CH4–CO2 mixture by gas–solid contact with tetrahydrofuran clathrate hydrate // Chem. Phys. 2020. Vol. 538. Article ID 110863.

15. Yagasaki T., Matsumoto M., Tanaka H. Adsorption of kinetic hydrate inhibitors on growing surfaces: A molecular dynamics study // J. Phys. Chem. B. 2017. Vol. 122. No. 13. P. 3396–3406.

16. Jin Y., Oshima M., Nagao J. Pyrazine analogues on clathrate hydrates in methane–water systems // J. Chem. Eng. Data. 2020. В печати.

17. Hashimoto H., Yamaguchi T., Ozeki H., Muromachi S. Structure-driven CO2 selectivity and gas capacity of ionic clathrate hydrates // Sci. Rep. 2017. Vol. 7. Article ID 17216.

18. Yoneda Y., Kida M., Konno Y., et al. In situ mechanical properties of shallow gas hydrate deposits in the deep seabed // Geophys. Res. Let. 2019. Vol. 49. P. 14459–14468.

19. Snyder G. T., Matsumoto R., Suzuki Y., et al. Evidence in the Japan Sea of microdolomite mineralization within gas hydrate microbiomes // Sci. Rep. 2020. Vol. 10. Article ID 1876.

20. Hata T., Saracho A.C., Haigh S.K., et al. Microbial-induced carbonate precipitation applicability with the methane hydrate-bearing layer microbe // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2020. Vol. 81. Article ID 103490.

21. Kamata S., Nimmo F., Sekine Y., et al. Pluto’s ocean is capped and insulated by gas hydrates // Nat. Geosci. 2019. Vol. 12. No. 6. P. 407–410.

22. Collett T.S., Lee M.W., Zyrianova M.V., et al. Gulf of Mexico gas hydrate joint industry project leg II logging-while-drilling data acquisition and analysis // Mar. Pet. Geol. 2012. Vol. 34. No. 1. P. 41–61.

23. Ruppel C., Miller N.C., Frye M., et al. U.S. Mid-Atlantic resource imaging experiment (MATRIX) constrains gas hydrate distribution // Fire in the Ice. 2019. Vol. 19. P. 6–8.

24. Skarke A., Ruppel C., Kodis M., Brothers D., Lobecker E. Widespread methane leakage from the sea floor on the northern US Atlantic margin // Nature Geoscience. Vol. 7; No. 9. P. 657–661.

25. Boswell R., Schoderbek D., Collett T.S., et al. The Inik Sikumi field experiment, Alaska north slope: Design, operations, and implications for CO2–CH4 exchange in gas hydrate reservoirs // Energy Fuels. 2017. Vol. 31. No. 1. P. 140–153.

26. Bourque J.R., Robertson C.M., Brooke S., Demopoulos A.W.J. Macrofaunal communities associated with chemosynthetic habitats from the U.S. Atlantic margin: A comparison among depth and habitat types // Deep Sea Res., Part II: Topical Studies in Oceanography. 2017. Vol. 137. P. 42–55.

27. Khan M.N., Peters C.J., Koh C.A. Desalination using gas hydrates: The role of crystal nucleation, growth and separation // Desalination. 2019. Vol. 468. Article ID 114049.

28. Wang Y., Koh C.A., Dapena J.A., Zerpa L.E. A transient simulation model to predict hydrate formation rate in both oil-and water-dominated systems in pipelines // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2018. Vol. 58. P. 126–134.

29. Wang S., Hu S., Brown E.P., et al. High pressure micromechanical force measurements of the effects of surface corrosion and salinity on CH4/C2H6 hydrate particle–surface interactions // Phys. Chem. Chem. Phys. 2017. Vol. 19. No. 20. P. 13307–13315.

30. Wang W., Huang Q., Hu S., et al. Influence of wax on cyclopentane clathrate hydrate cohesive forces and interfacial properties // Energy Fuels. 2020. Vol. 34. No. 2. P. 1482–1491.

31. Ballard A.L. A non-ideal hydrate solid solution model for a multi-phase equilibria program: Ph.D. Thesis, Colorado: Colorado School of Mines, 2002.

32. Davies S.R., Selim M.S., Sloan E.D., et al. Hydrate plug dissociation // AIChE J. 2006. Vol. 52. No. 12. P. 4016–4027.

33. Turner D.J., Boxall J., Yang S., et al. Development of a hydrate kinetic model and its incorporation into the OLGA2000® Transient Multiphase Flow Simulator //Proc. 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, Norway, 2005. P. 1231–1240.

34. Ripmeester J.A., Ratcliffe C.I. Low-temperature cross-polarization/magic angle spinning carbon-13 NMR of solid methane hydrates: Structure, cage occupancy, and hydration number // J. Phys. Chem. 1988. Vol. 92. No. 2. P. 337–339.

35. Ripmeester J., Tse J., Ratcliffe C., Powell B. A new clathrate hydrate structure // Nature. 1987. Vol. 325. P. 135–136.

36. Moudrakovski I.L., Ratcliffe C.I., McLaurin G.E., et al. Hydrate layers on ice particles and superheated ice: A 1H NMR microimaging study // J. Phys. Chem. A. 1999. Vol. 103. No. 26. P. 4969–4972.

37. Ripmeester J.A., Alavi S. The molecular science of clathrate hydrates. Weinheim, Germany: Wiley-VCH, 2020.

38. Englezos P., Kalogerakis N., Dholabhai P.D., Bishnoi P.R. Kinetics of gas hydrate formation from mixtures of methane and ethane // Chem. Eng. Sci. 1987. Vol. 42. No. 11. P. 2659–2666.

39. Yan R., Hayley J.L., Priest J.A. Modeling water retention curve of hydrate-bearing sediment // International Journal of Geomechanics. 2020. Vol. 20. No 2. P. 1–6.

40. Yamamoto K. Production techniques for methane hydrate resources and field test programs // Chigaku Zasshi (J. Geogr.). 2009. Vol. 118. No. 5. P. 913–934.

41. Xu C., Li X., Yan K., et al. Research progress in hydrate-based technologies and processes in China: A review // Chin. J. Chem. Eng. 2018. Vol. 27. No. 9. P. 1998–2013.

42. Sun J., Li C., Hao X., Liu C., et al. Study of the surface morphology of gas hydrate // J. Ocean Univ. China. 2020. Vol. 19; No. 2. P. 331–338.

43. Yang L., Shi F., Yang J. Experimental studies on hydraulic fracturing in hydrate sediment // Chem. Technol. Fuels Oils. 2020. Vol. 56. No. 1. P. 107–114.

44. Tang Y., Yao J., Wang G., et al. Analysis of multi-phase mixed slurry horizontal section migration efficiency in natural gas hydrate drilling and production method based on double-layer continuous pipe and double gradient drilling // Energies. 2020. Vol. 13 (15). P. 3792–3810.

45. Li H., Zhao J., Liu A., et al. Experiment and evaluation on the in-situ rapid preparation of marine non-diagenetic natural gas hydrate // Nat. Gas Ind. B. 2020. Vol. 7. No 1. P. 93–100.

46. Ren J.-J., Lu Z.-L., Long Z., Liang D. Experimental study on the kinetic effect of N-butyl-N-methylpyrrolidinium tetrafluoroborate and poly(N-vinyl-caprolactam) on CH4 hydrate formation // RSC Adv. 2020. Vol. 10. No. 26. P. 15320–15327.

47. Sheng Q., Silveira K.C., Tian W., et al. Simultaneous hydrate and corrosion inhibition with modified poly(vinylcaprolactam) polymers // Energy Fuels. 2017. Vol 31. No. 7. P. 6724–6731.

48. Dong S., Liu C., Han W., et al. The effect of the hydrate antiagglomerant on hydrate crystallization at the oil–water interface // ACS Omega. 2020. Vol. 5. No. 7. P. 3315–3321.

49. Long Z., He Y., Zhou X., et al. Phase behavior of methane hydrate in the presence of imidazolium ionic liquids and their mixtures // Fluid Phase Equilib. 2017. Vol. 439. P. 1–8.

50. Yu Y.-S., Zhang Q.-Z., Li X.-S., et al. Kinetics, compositions and structures of carbon dioxide/hydrogen hydrate formation in the presence of cyclopentane // Appl. Energy. 2020. Vol. 265. Article ID 114808.

51. Yu Y.-S., Xu C.-G., Li X.-S. Crystal morphology-based kinetic study of carbon dioxide-hydrogen-tetra- n -butyl ammonium bromide hydrates formation in a static system // Energy. 2018. Vol. 143. P. 546–553.

52. Wang Y., Deng Y., Guo X., et al. Experimental and modeling investigation on separation of methane from coal seam gas (CSG) using hydrate formation // Energy. 2018. Vol. 150. P. 377–395.

53. Chong Z.R., He T., Babu P., et al. Economic evaluation of energy efficient hydrate based desalination utilizing cold energy from liquefied natural gas (LNG) // Desalination. 2019. Vol. 463. P. 69–80.

54. Yang Y., Zhou H., Li F., Shi C., et al. Cyclopentane hydrate-based processes for treating heavy metal containing wastewater // E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 118. Article ID 04039.

55. Song Y.-M., Wang F., Guo G., et al. Energy-efficient storage of methane in the formed hydrates with metal nanoparticles-grafted carbon nanotubes as promoter // Appl. Energy. 2018. Vol. 224. P. 175–183.

56. CN 103628880A (Patent). Green mining system of natural gas hydrate from non-lithified stratums of deep-sea seabed superficial layers / S.W. Zhou, Q.P. Li, W.Z. Chen, et al. Заявл. 21.11.2013, опубл. 12.03.2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://patentimages.storage.googleapis.com/24/b2/9a/1e91b69f69dbae/CN103628880A.pdf (дата обращения: 13.11.2020).

57. Wei N., Sun W., Meng Y., et al. Multiphase non equilibrium pipe flow behaviors in the solid fluidization exploitation of marine natural gas hydrate reservoir // Energy Sci. Eng. 2018. Vol. 6. No. 6. P. 760–782.

58. Zhou S., Li Q., Lv X., et al. Key issues in development of offshore natural gas hydrate // Frontiers in Energy. 2020. Vol. 14. No. 3. P. 433–442.

59. Xiaoming W., Shangyou N., Yunshi W. Special Report 1: A Study of China’s energy supply revolution. China's energy revolution in the context of the global energy transition. Springer, 2020.

60. Kiran B.S., Prasad P.S.R. Storage of methane gas in the form of clathrates in the presence of natural bioadditives // ACS Omega. 2018. Vol. 3. No. 12. P. 18984–18989.

61. Prasad P.S.R., Kiran B.S. Clathrate hydrates of greenhouse gases in the presence of natural amino acids: storage, transportation and separation applications // Sci. Rep. 2018. Vol. 8. Article ID 8560.

62. Bhattacharjee G., Veluswamy H.P., Kumar R., Linga Р. Rapid methane storage via SII hydrates at ambient temperature // Appl. Energy. 2020. Vol. 269. Article ID 115142.

63. Arora A., Cameotra S., Kumar R., et al. Biosurfactant as a promoter of methane hydrate formation: Thermodynamic and kinetic studies // Sci. Rep. 2016. Vol. 6. Article ID 20893.

64. Palodkar A.V., Jana A.K. Fundamental of swapping phenomena in naturally occurring gas hydrates // Sci. Rep. 2018. Vol. 8. Article ID 16563.

65. Palodkar A.V., Jana A.K. Modeling recovery of natural gas from hydrate reservoirs with carbon dioxide sequestration: Validation with Inik Sikumi field data // Sci. Rep. 2019. Vol. 9. Article ID 18901.

66. Bhattacharjee G., Choudhary N., Barmecha V., et al. Methane recovery from marine gas hydrates: A bench scale study in presence of low dosage benign additives // Appl. Energy. 2019. Vol. 253. Article ID 113566.

67. Shukla K.M., Collett T.S., Kumar P., et al. National Gas Hydrate Program expedition 02: Identification of gas hydrate prospects in the Krishna-Godavari Basin, offshore India // Mar. Pet. Geol. 2019. Vol. 108. P. 167–184.

68. Collett T.S., Boswell R., Waite W.F., et al. India National Gas Hydrate Program Expedition 02 Summary of Scientific Results: Gas hydrate systems along the eastern continental margin of India // Mar. Pet. Geol. 2019. Vol. 108. P. 39–142.

69. Minshull T.A., Marín-Moreno H., Betlem P., et al. Hydrate occurrence in Europe: A review of available evidence // Mar. Pet. Geol. 2019. Vol. 111. P. 735–764.

70. Klar A., Deerberg G., Janicki G., et al. Marine gas hydrate technology: State of the art and future possibilities for Europe [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://oceanrep.geomar.de/46367/1/WG2%20COST%20Action%20ES%201405%202019%20Report.pdf (дата обращения: 13.11.2020).

71. Brunsvold A., Tangen G., Størset S.Ø., et al. The Norwegian CCS Research Centre (NCCS): facilitating industry-driven innovation for fast-track CCS deployment // Clean Energy. 2020. Vol. 4. No. 2. P. 158–168.

72. Almenningen S., Betlem P., Hussain A., et al. Demonstrating the potential of CO2 hydrate self-sealing in Svalbard, Arctic Norway // Int. J. Greenhouse Gas Control. 2019. Vol. 89. P. 1–8.

73. NCCS Interview: Award-Winning CO2 Hydrate Research [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://blog.sintef.com/sintefenergy/ccs/nccs-interview-award-winning-co2-hydrate-research/ (дата обращения: 13.11.2020).

74. Hassanpouryouzband A., Yang J., Okwananke A., et al. An experimental investigation on the kinetics of integrated methane recovery and CO2 Sequestration by injection of flue gas into permafrost methane hydrate reservoirs // Sci. Rep. 2019. Vol. 9. Article ID 16206.

75. Hassanpouryouzband A., Yang J., Tohidi B., et al. Geological CO2 capture and storage with flue gas hydrate formation in frozen and unfrozen sediments: Method development, real time-scale kinetic characteristics, efficiency, and clathrate structural transition // ACS Sustainable Chem. Eng. 2019. Vol. 7. P. 5338–5345.

76. De La Fuente M., Vaunat J., Marin-Moreno H. A densification mechanism to model the mechanical effect of methane hydrates in sandy sediments // Int. J. Numer. Anal. Methods in Geomech. 2020. Vol. 44. No. 6. P. 782–802.

77. Lee Y., Deusner C., Kossel E., et al. Influence of CH4 hydrate exploitation using depressurization and replacement methods on mechanical strength of hydrate-bearing sediment // Appl. Energy. 2020. Vol. 277. Article ID 115569.

78. Singhroha S., Bünz S., Plaza-Faverola A., Chand S. Detection of gas hydrates in faults using azimuthal seismic velocity analysis, Vestnesa Ridge, W-Svalbard Margin // J. Geophys. Res.: Solid Earth. 2020. Vol. 125. No. 2. Article ID e2019JB017949.

79. Kvamme B. Consistent thermodynamic calculations for hydrate properties and hydrate phase transitions // J. Chem. Eng. Data. 2020. Vol. 65. No. 5. P. 2872–2893.

01.12.2020 11:00 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ГЕЛИЕВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВ ПО ХРАНЕНИЮ ГЕЛИЯ

Гелий используется в различных отраслях народного хозяйства и относится к редким и невозобновляемым природным ресурсам с уникальными свойствами, незаменимым для ряда технологий. Сырьевой источник гелия – природный гелийсодержащий газ. В статье проведен комплексный анализ гелиевой промышленности в России и мире. Рассмотрено современное состояние мировой добычи и потребления. Отмечено, что Россия располагает крупнейшими запасами гелия, основная часть которых сосредоточена в месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока. С развитием масштабной добычи гелийсодержащего природного газа на востоке страны Россия сможет стать основным производителем и поставщиком гелия на мировой рынок. Проанализировано состояние производства и потребления гелия в мире. Выявлены основные производители (США, Катар, Алжир). Исследована региональная структура потребления, тенденции развития этой отрасли у лидеров в области потребления (США, Европа, страны Азиатско-Тихоокеанского региона). Определены основные факторы, влияющие на добычу и потребление гелия. На основе ретроспективного анализа построен прогноз производства и потребления гелия в мире до 2040 г. по трем сценариям. Проведена оценка возможности его транспортировки из России на мировой рынок до 2040 г.

Ключевые слова: ГЕЛИЙ, ДОБЫЧА, МИРОВАЯ ЭКОНОМИКА, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ПРОГНОЗ, ПРОИЗВОДСТВО.

Авторы:

УДК [661.939+339.5.053.7].001.18(4+65+73+470+510+536.4+931/96)
Л.В. Эдер, д.э.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), L_Eder@vniigaz.gazprom.ru
И.В. Филимонова, д.э.н., ФГБУН «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука» Сибирского отделения Российской академии наук (Новосибирск, РФ), FilimonovaIV@list.ru
А.М. Мансурова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (г. Москва, РФ), A_Mansurova@vniigaz.gazprom.ru
И.В. Проворная, к.э.н., ФГБУН «Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука» Сибирского отделения Российской академии наук, ProvornayaIV@gmail.com
В.П. Королева, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Koroleva@vniigaz.gazprom.ru
М.Н. Алехина, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», M_Alekhina@vniigaz.gazprom.ru

Литература:

1. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2019. P. 76–77 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://prd-wret.s3-us-west-2.amazonaws.com/assets/palladium/production/atoms/files/mcs2019_all.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

2. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2009. P. 74–75 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2009.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

3. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2010. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2010.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

4. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2011. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2011.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

5. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2012. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2012.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

6. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2013. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2013.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

7. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2014. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2014.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

8. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2015. P. 72–73 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2015.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

9. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2016. P. 78–79 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2016.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

10. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2017. P. 78–79 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2017.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

11. US Geological Survey. Mineral commodity summaries 2018. P. 76–77 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://s3-us-west-2.amazonaws.com/prd-wret/assets/palladium/production/mineral-pubs/mcs/mcs2018.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

12. Maione S.J. Helium exploration–A 21st Century challenge // HGS Bulletin. 2004. Vol. 46. No. 6. P. 27–30.

13. Grynia E., Griffin P.J. Helium in natural gas-occurrence and production // J. Natural Gas Eng. 2016. Vol. 1. No. 2. P. 163–215.

14. Якуцени В.П. Сырьевая база гелия в мире и перспективы развития гелиевой промышленности [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ngtp.ru/rub/3/15_2009.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

15. Filimonova I.V., Eder L.V., Mishenin M.V., Mamakhatov T.M. Current state and problems of integrated development of mineral resources base in Russia // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2017. Vol. 84. No. 1. Article ID 012011.

16. 104th United States Congress. Public Law 104–273 of 09.10.1996. Helium Privatization Act. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.congress.gov/104/plaws/publ273/PLAW-104publ273.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

17. 113th United States Congress. Public Law 113–40 of 02.10.2013. Helium Stewardship Act. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.congress.gov/113/plaws/publ40/PLAW-113publ40.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

18. CREON Conferences. Большие перспективы. Пост-релиз конференции «Гелий 2018» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.creon-conferences.com/news/post_relizy/detailPost.php?ID=126240 (дата обращения: 25.11.2020).

19. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. Комплексный реинжиниринг процессов хозяйственного освоения ресурсов гелия на востоке России. Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2012. С. 184.

20. Bureau of Land Management Crude Helium Price. Crude Helium posted price [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.blm.gov/sites/blm.gov/files/FY2019%20Posted%20Price.pdf (дата обращения: 25.11.2020).

21. Филимонова И.В., Проворная И.В., Немов В.Ю., Шумилова С.И. Газопровод «Сила Сибири» – основа формирования нового центра добычи и переработки газа на востоке страны // Газовая промышленность. 2019. № 5 (784). С. 86–95.

22. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Сырьевая база и перспективы развития гелиевой промышленности России и мира // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2006. № 2. С. 17–24.

» 01.12.2020 11:00 ЧОУ ДПО «УЧЕБНЫЙ ЦЕНТР ПАО «ГАЗПРОМ» – ДЕСЯТИЛЕТНИЙ ОПЫТ ПОДГОТОВКИ СПАСАТЕЛЕЙ АВАРИЙНО-СПАСАТЕЛЬНЫХ ФОРМИРОВАНИЙ

Без малого пятнадцать лет в ПАО «Газпром» успешно функционирует и готовит кадры в области гражданской обороны и защиты от чрезвычайных ситуаций ведомственная образовательная организация – ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром». В соответствии с решением совместного заседания Комиссии по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и обеспечению пожарной безопасности ПАО «Газпром» и Штаба гражданской обороны ПАО «Газпром» от 15 июня 2010 г. Учебный центр выполняет задачу подготовки ведомственных спасателей. В этом году он отмечает 10 летие организации обучения спасателей.

Авторы:

В.В. Щепетильников, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром» (Москва, РФ)
А.В. Коновалов, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»
В.Ф. Чурсин, ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

За 10 лет накоплен значительный организационный и учебно-методический опыт обучения спасателей следующим видам аварийно-спасательных работ: поисково-спасательным, газоспасательным, противофонтанным, работам, связанным с тушением пожаров, ликвидацией разливов нефти и нефтепродуктов.

Для работников дочерних обществ ПАО «Газпром» обучение по профессии «спасатель» является не основным видом деятельности, а дополнительной (нештатной) функциональной задачей. Однако квалификационные требования, предъявляемые к их подготовке и дальнейшей аттестации, – такие же, как и для профессиональных спасателей МЧС России.

Рис. 1. Обучение спасателей

ЗАДАЧИ ОБУЧЕНИЯ

Спасатель обязан в случае возникновения чрезвычайной ситуации прийти на помощь первым. Профессия может включать в себя несколько специальностей: водитель, пожарный, промышленный альпинист, водолаз, медик и др. Во время стихийного бедствия, техногенной катастрофы, теракта, военного конфликта могут пострадать работники. Помощь нужно оказать незамедлительно. Если происходит потеря крови, или сотрудника придавило плитой обрушенной конструкции здания, или он находится в зоне действия химически опасных факторов, счет идет на минуты. Прибывшие на место спасатели нештатных аварийно-спасательных формирований должны мгновенно оценить обстановку, провести разведку и поиск пострадавших, организовать их эвакуацию, а в случае необходимости извлечь раненых, оказать первую помощь (остановить кровь, наложить шину и т. п.). Все это требует от человека решительности, сосредоточенности, знаний основных опасностей и рисков, слаженных действий, отточенных умений и навыков ведения аварийно-спасательных работ.

Рис. 2. Элементы учебно-материальной базы

УСЛОВИЯ ПОДГОТОВКИ

Подготовка спасателей – ответственная задача. В Учебном центре создаются все условия для качественного обучения.

Подобран коллектив преподавателей-инструкторов, прошедших хорошую школу ведения аварийно-спасательных работ, знающих изнутри проблемы подготовки спасателей, методы и способы ликвидации чрезвычайных ситуаций, особенности психологического становления и сплачивания людей (рис. 1).

Создана и постоянно совершенствуется современная учебно-материальная база, соответствующая требованиям МЧС России (рис. 2).

В настоящий момент ведется активное строительство нового учебно-тренировочного комплекса (полигона) для подготовки спасателей, включающего широкий перечень натурных тренажеров.

Подготовка спасателей проводится в очной форме как непосредственно в Учебном центре, так и с выездом преподавателей в дочерние общества (рис. 3).

За десять лет по образовательной программе подготовки спасателей обучение в центре прошли несколько тысяч работников дочерних обществ ПАО «Газпром».

Важной задачей, возложенной на образовательное учреждение, стала аттестация спасателей и аварийно-спасательных формирований. Она осуществляется объектовой комиссией Минэнерго России по аттестации аварийно-спасательных формирований и спасателей ПАО «Газпром» (ОАК ГАЗПРОМ), возглавляемой начальником Управления ПАО «Газпром» О.И. Шаповаловым. На базе Учебного центра организовано делопроизводство и сопровождение деятельности ОАК ГАЗПРОМ.

Рис. 3. Подготовка спасателей с выездом в дочерние общества

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Созданная в Учебном центре система подготовки и аттестации спасателей и аварийно-спасательных формирований дочерних обществ ПАО «Газпром» за десять лет развития показала свою эффективность. Успех подготовки спасателей заключается в сплоченности коллектива, профессионализме преподавателей и ответственном отношении руководства к данной задаче.

Накапливаемый методический опыт и дальнейшее совершенствование подготовки спасателей будут способствовать повышению защищенности работников и материальных ценностей ПАО «Газпром», его дочерних обществ от опасностей, возникающих при военных конфликтах или вследствие этих конфликтов, а также при чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера.

» 01.12.2020 11:00 ДОСТОЯНИЕ РЕСПУБЛИКИ

Сезон отбора 2020–2021 гг. Канчуринско-Мусинский комплекс подземного хранения газа начал с максимальным активным объемом топлива в хранилище – более 4 млрд 700 млн м3. Оперативный резерв башкирского объекта ООО «Газпром ПХГ» вырос до проектных показателей за счет масштабной реконструкции, которая в настоящий момент завершается в филиале «Канчуринское управление подземного хранения газа».

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

ИННОВАЦИИ И РЕНОВАЦИЯ

Реализация инвестиционного проекта ПАО «Газпром» по созданию в Республике Башкортостан Канчуринско-Мусинского комплекса подземного хранения газа началась в 2004 г. До этого времени для его надежной работы уже была возведена установка регенерации метанола со вспомогательными сооружениями, проведена реконструкция пятого цеха с тремя газоперекачивающими агрегатами (ГПА), построен газораспределительный пункт (ГРП) 2М, позволивший приступить к промышленной эксплуатации Мусинского подземного хранилища газа (ПХГ). На этой базе и началась реконструкция всего объекта с поэтапным вводом производственных мощностей, заказчиком которой выступило ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ в Республике Башкортостан

К необходимости изменений привели и вполне естественные причины. С момента начала эксплуатации ПХГ, то есть с 1972 г., технологическое оборудование морально и физически устарело. Например, применяемые ГПА по своим параметрам не отвечали новым экологическим требованиям, а общий износ фондов составлял примерно 80 %. В условиях возрастающей потребности в газе возникла необходимость больших перемен. Разработке проекта реконструкции предшествовало изучение допустимости увеличения объемов хранения газа, возможностей фонда скважин Канчуринского и Мусинского ПХГ, оценка состояния технологического оборудования. Уже в декабре 2006 г. введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс в составе двух ГПА-10ПХГ «Урал», установки подготовки газа Мусинского ПХГ и других вспомогательных сооружений. При этом увеличение давления закачки газа в Мусинское хранилище до 14,7 МПа позволило нарастить объем активного объема газа на 200 млн м3 и повысить производительность отбора газа на 30 %.

В диспетчерской филиала ООО «Газпром ПХГ» «Канчуринское управление подземного хранения газа»

Шесть лет спустя газохранилище, уже будучи структурной единицей ООО «Газпром ПХГ», получило еще одну компрессорную станцию. На момент ввода в эксплуатацию она представляла собой объект, состоявший из семи ГПА отечественного производства. Помимо этого, была построена еще одна установка подготовки газа Канчуринского ПХГ и ряд вспомогательных сооружений. На описываемом этапе появилась возможность вести закачку с давлением 14,7 МПа и в Канчуринское ПХГ через ГРП, рассчитанные на эти давления. Данный этап реконструкции с вводом новых объектов в эксплуатацию позволил обеспечить увеличение активного объема газа, производительности с повышением уровня безопасных режимов работы всего комплекса.

КУРС НА ПРОЕКТНУЮ МОЩНОСТЬ

В последующие годы на Кан-чуринско-Мусинском комплексе подземного хранения газа появилось три сборных пункта газа (СП) – СП-2, СП-3 и СП-4 – с общим фондом 93 скважины, проложенными газовыми коллекторами, газопроводами-шлейфами и метанолопроводами, которые позволяли вести закачку и отбор газа в автоматическом режиме. В результате активная емкость ПХГ увеличилась более чем на 1,5 млрд м3, а максимальная суточная производительность выросла почти в два раза.

Август 2020 г. Участники рабочей встречи (слева направо): начальник Канчуринского управления подземного хранения газа В.Г. Овчинников, генеральный директор ООО «Газпром ПХГ» И.А. Сафонов, Глава Республики Башкортостан Р.Ф. Хабиров, генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Уфа» Ш.Г. Шарипов

Пожалуй, самой важной частью заключительного этапа преобразования объекта эксплуатации филиала ООО «Газпром ПХГ» «Канчуринское управление подземного хранения газа» стал СП-1, объединяющий 48 скважин восточной части Канчуринского газохранилища. Он заменит три ГРП – ГРП-1, –2, –7 – и позволит увеличить активную емкость (по обустройству) до проектных показателей в 4,7 млрд м3 и максимальную суточную производительность до 58,2 млн м3. Для сравнения: в начале реконструкции газохранилище вмещало чуть больше 3 млрд м3, а производительность на отбор составляла 22 млн м3 / сут. Автоматизированные системы управления технологическими процессами в настоящий момент позволяют вести контроль за всеми показателями основного и вспомогательного оборудования, включая параметры электрохимической защиты трубопроводов и качества передаваемого газа, а также обеспечивают их управление в автоматическом режиме с соблюдением всех безопасных условий. С вводом в эксплуатацию СП-1 в текущем году завершается реконструкция газопромысловых сооружений Канчуринского ПХГ. В рамках документа о развитии ПХГ в стране до 2028 г. по Канчуринско-Мусинскому комплексу также запланировано строительство нового склада химических реагентов, железнодорожного тупика для приема химпродукции, компрессорного цеха I ступени сжатия и проведение реконструкции 14 скважин Канчуринского ПХГ.

Строительство сборного пункта газа № 1

Многолетние инвестиции «Газпрома» позволили существенно увеличить мощность комплекса, синхронизировав развитие ПХГ с потребностями региона. Таким образом, башкирский филиал «Газпром ПХГ» не только обеспечил транзитные магистрали нужным объемом газа для поддержания режима, но и стал для республики полноценным газоснабжающим объектом. «Канчуринско-Мусинский комплекс подземного хранения газа входит в пятерку крупнейших газохранилищ России и может обеспечивать регион теплом на протяжении всего осенне-зимнего периода, в том числе при любых пиковых нагрузках. То есть объема находящегося под землей газа будет достаточно, чтобы все предприятия Башкирии продолжали работать в привычном режиме», – подчеркнул значимость объекта для Единой системы газоснабжения страны генеральный директор ООО «Газпром ПХГ» И.А. Сафонов.

» 01.12.2020 11:00 «ЭХО+»: НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ – надежная и точная диагностика опасных производств

30 лет компания «ЭХО+» (ECHOPLUS) осуществляет разработку, изготовление и поставку систем неразрушающего контроля преимущественно для энергетической и нефтегазовой отраслей промышленности, выполняя проекты в России и за рубежом. Продукция и системы ультразвукового контроля «ЭХО+» позволяют с высокой точностью выявлять внутренние дефекты в металле и предотвращать аварийные ситуации на опасных производственных объектах. Экономическая выгода от применения таких методик и приборов измеряется миллионами рублей.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

Флагман продукции НПЦ «ЭХО+» –новый дефектоскоп «АВГУР-АРТ» (AUGUR-ART), уникальность которого заключается в использовании технологии сканирующих антенных решеток, позволяющих проводить контроль не только типовых, но и сложных сварных соединений (аустенитных (толщиной более 300 мм), разнородных, толстостенных, малодоступных для сканирования и т. д.) и в ряде случаев заменять радиационный контроль ультразвуковым. Новый «АВГУР-АРТ» поддерживает три энкодера, что дает возможность использовать его с подключением разных типов сканеров. Немаловажной особенностью прибора является его высокая ценовая конкурентоспособность по сравнению с импортными аналогами.

Работы с применением дефектоскопа «АВГУР-АРТ» могут осуществляться как силами специалистов компании «ЭХО+», так и специалистами со стороны заказчика после прохождения рекомендованного курса обучения, который входит в консалтинговые услуги компании.

Новый дефектоскоп «АВГУР-АРТ» вобрал весь опыт разработок предыдущих шести поколений автоматизированных систем ультразвукового контроля компании «ЭХО+» и представляет собой современный высокотехнологичный продукт, задающий стандарты качества в области неразрушающего контроля и технической диагностики.

В этом году «ЭХО+» отмечает юбилей. За 30‑летний период научной и производственной деятельности компанией было зарегистрировано 49 оригинальных методик неразрушающего контроля, изготовлено более 100 систем автоматизированного ультразвукового контроля, защищенных 10 патентами, издано около 400 статей и научных трудов.

По словам генерального директора «ЭХО+» профессора, д.т.н. А.Х. Вопилкина, главной ценностью компании был и остается коллектив, состоящий из единомышленников, высококвалифицированных специалистов, экспертов, научных деятелей, отмеченных докторскими и кандидатскими учеными степенями.

» 01.12.2020 11:00 ВОЗМОЖНОСТИ ВНУТРИТРУБНОЙ МАГНИТНОЙ ДИАГНОСТИКИ В ОПРЕДЕЛЕНИИ СВАРОЧНЫХ ТРЕЩИН НА КОЛЬЦЕВЫХ СВАРНЫХ ШВАХ

Последние несколько лет в России идет активное строительство новых газотрубопроводных систем. Суммарная протяженность введенных в эксплуатацию газопроводов на западных территориях составила около 5000 км. Необходимо отметить, что, несмотря на современные методики строительства и существенный прогресс в области автоматизированных сварочных технологий, на вновь вводимых участках обнаруживаются недопустимые дефекты. Основным способом, позволяющим выявить строительный брак, остается внутритрубная диагностика.

Авторы:

С.Л. Ваулин, ООО «НПЦ «ВТД» (Москва, РФ)
А.Н. Кукушкин, ООО «НПЦ «ВТД»
Н.Н. Иванова, ООО «НПЦ «ВТД»
М.А. Шашков, ООО «НПЦ «ВТД»

Литература:

1. СТО Газпром 2-2.4-083–2006. Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов (разраб. ООО «ВНИИГАЗ», ЗАО «ВНИИСГ-Диашостаха», утв. распоряжением ОАО «Газпром» № 310 от 30.10.2006). М.: Информационно-рекламный центр газовой промышленности, 2007.

2. ОАО «Газпром». Инструкция по сварке МГ Бованенково – Ухта с рабочим давлением до 11,8 МПа [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

3. Р Газпром. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (разраб. ООО «Газнадзор», ООО «ВНИИГАЗ», ДО АО «Оргэнергогаз», ЗАО «НПО «Спецнефтегаз», утв. ОАО «Газпром», ООО «Газнадзор» 18.11.2008) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://meganorm.ru/Data2/1/4293824/4293824031.htm (дата обращения: 07.12.2020).

4. СТО 2-2.3–173–2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (разраб. ООО «ВНИИГАЗ», утв. распоряжением ОАО «Газпром» № 190 от 03.07.2007) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://files.stroyinf.ru/Data1/54/54350/ (дата обращения: 07.12.2020).

5. Р Газпром 2-2.3-691–2013. Методика формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром»: рекомендации организации (разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ») М.: Газпром, 2014.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

ООО «НПЦ «ВТД», будучи основным исполнителем диагностических работ по линейной части магистральных газопроводов ПАО «Газпром», принимает активное участие в процессе обследования и приемке новых трубопроводов. Опыт проведенной в 2016 и 2017 гг. внутритрубной диагностики (ВТД) позволил охарактеризовать основные типы недопустимых дефектов трубопроводов: это вмятины, механические повреждения, смещения кромок, непровары и утяжины, а также трещины на кольцевых сварных швах.

Важно отметить, что выявляются как трещины, расположенные вдоль сварного шва (обозначение Ea согласно [1]), так и трещины поперек сварного шва (обозначение Eb согласно [1]).

Выявления трещин типа Eb магнитными внутритрубными приборами удалось достичь за счет конструктивного развития датчиковых систем, а также улучшений в программе обработки данных. Положительное влияние на этот процесс оказало увеличение количества датчиков магнитного поля и повышение их чувствительности.

Рис. 1. Подтверждение на кольцевом сварном шве трещин типа Eb, выявленных прибором поперечного намагничивания ДМТП

ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА

На двух участках нового трубопровода компанией «НПЦ «ВТД» было выявлено и подтверждено в шурфах более 30 трещин. Пример трещины изображен на рис. 1. Как можно видеть, дефекты ориентированы вдоль продольной оси трубы. Такие трещины имеют малое раскрытие и поэтому выявляются только с помощью дефектоскопа магнитного трубного поперечного намагничивания (ДМТП). На шве дефекты чаще всего располагаются группами, в среднем по 4–5 шт., однако встречаются и единичные трещины.

Рис. 2. Распределение труб с выявленными трещинамитипа Eb по диаметру трубопровода

Методика выявления, идентификации и оценки параметров трещин создана в ООО «НПЦ «ВТД» в конце 2016 г., и с этого времени инженерами-аналитиками зарегистрировано в отчетах ВТД более 500 подобных дефектов на 245 сварных кольцевых швах. Дефекты обнаружены как на новых, так и на старых трубопроводах, но преимущественно на участках трубопроводов большого диаметра, расположенных в северных регионах страны.

На рис. 2 отражено, что наибольшее число трещин выявлено на трубопроводах диаметром 1420 мм.

На части обследованных участков с дефектами в ходе диагностики был использован внутритрубный прибор «Интроскоп», который позволяет различать ручной и автоматический способы сварки. Анализ продольных трещин на этих участках показал, что дефекты такого типа характерны для кольцевых сварных швов с автоматическим или полуавтоматическим типом сварки (106 сварных швов, по данным статистики, содержали дефекты). На швах, выполненных ручной сваркой, трещины зарегистрированы лишь в 19 случаях.

Рис. 3. Схема выявления трещины типа Eb радиографическим методом

По результатам выданных отчетов ВТД проведены шурфовочные работы и подтверждено более 90 % указанных трещин. Оказалось, что они могут выходить как на наружный, так и на внутренний валик сварного шва, и подтверждение ВТД в шурфах представляет непростую задачу. Если трещина выходит наружу, то подтвердить ее наличие возможно магнитопорошковым методом контроля, если же внутрь – то только радиографическим (обязательное условие выявления – расположение источника излучения напротив трещины). Правильное взаимное расположение источника излучения и дефекта показано на рис. 3. Выявление трещин, выходящих на внутренний валик шва, ультразвуковым методом затруднено тем, что датчик сложно расположить на наружном валике шва, и для проведения контроля необходимо снимать шлифовкой весь валик усиления до основного металла трубы.

Выявление трещин типа Eb при приемке строительно-монтажных работ затруднено даже при 200%-ном контроле, прописанном для гарантийных кольцевых стыков. Необходимо подчеркнуть, что согласно нормативным документам на строительство новых трубопроводов [2] в качестве основного физического метода контроля кольцевых сварных швов, выполненных автоматическим и механизированным типами сварки, разрешается использовать только ультразвуковой контроль с возможностью фиксации результатов на бумажный носитель. Этот факт, учитывая сложности применения ультразвукового метода контроля для выявления трещин типа Eb, может объяснить большое количество сварных швов с трещинами, выявленными при ВТД нового трубопровода в 2017 г.


Глубина вышлифовки 2 мм, длина трещины 5 мм	Глубина 4 мм, длина трещины 8 мм


Глубина 6 мм, длина трещины 10 мм	Глубина 15 мм, длина трещины 15 мм

Рис. 4. Контролируемая шлифовка трещины типа Eb на шве

Специалистами группы наружного обследования ООО «НПЦ «ВТД» проделана большая работа по исследованию расположения подобных трещин в сварном шве, а также определению их истинных геометрических параметров. Применялся наиболее надежный для определения глубины трещин метод контролируемой шлифовки [3]. Разрушающим методом исследовано несколько десятков дефектных швов. Сварной шов подвергался послойной шлифовке, при этом фиксировалось наличие трещины в сечении шва и измерялась ее глубина и протяженность. Одна из выявленных ВТД трещин подробно исследована послойной шлифовкой. Оказалось, что она начинается на глубине 2 мм от наружной поверхности и по мере приближения к внутренней поверхности увеличивает свою длину и выходит на внутренний валик усиления шва (рис. 4). Также у самой внутренней поверхности трещина начинает выходить на торцевую кромку трубы (рис. 5).

Рис. 5. Трещина выходит на торцевую кромку трубы

Для подробного исследования причин возникновения трещин Eb на сварных швах произведена вырезка образца с дефектом. На этом образце выполнены надрезы и произведен долом на гидравлическом прессе трехточечным изгибом. В результате получен излом, показанный на рис. 6. Доломанная часть сварного шва имеет хрупкий характер разрушения по всей площади излома. Примерно 20 % поверхности имеет слоистую структуру. Хрупкий излом указывает на наличие закалочных структур в сварном шве. Первичная трещина расположена в одной плоскости под углом примерно 90° к внутренней поверхности и начинается с места ремонта корня шва. Тре-щина не меняет своего направления по мере развития, что указывает на кратковременные однократные статические нагрузки в кольцевом направлении. Поверхность имеет гладкое строение и равномерную степень окисления.

Появление закалочных структур на кольцевых сварных швах может быть вызвано высокой скоростью охлаждения и способно приводить к образованию холодных трещин, в том числе поперек сварного соединения. На многих сварных швах с трещинами при наружном обследовании было отмечено проведение ремонта шва. Наиболее вероятно, что в процессе ремонта кольцевых швов сваркой не соблюдался температурный режим: не был обеспечен необходимый подогрев кромок труб для уменьшения вероятности появления закалочных структур, скорость сварки была слишком высокой. Предположения о нарушениях технологического режима сварки подтверждаются информацией от строительных организаций, участвовавших в работах. Сообщается о рекордных скоростях сварки с темпом более 100 сварных швов в день на одну бригаду.

Рис. 6. Излом образца с трещиной

По требованиям рекомендаций [5] срок проведения очередной ВТД для новых трубопроводов, а также участков после капитального ремонта должен составлять 10 лет. Учитывая возможное наличие на новых трубопроводах и на участках после капремонта трещин и поперечной, и продольной ориентации на кольцевых швах, назначение срока нужно осуществлять по результатам диагностики полного комплекса и структурированных кабельных сетей (СКС), включая прибор поперечного намагничивания.

ВЫВОДЫ

1. Внутритрубная диагностика с использованием полного комплекса и СКС является надежным методом для выявления опасных дефектов трубопровода.

2. Трещины типа Eb могут встречаться как на старых, так и на новых участках трубопроводов. Причина их возникновения заключается в нарушении технологического режима сварки.

3. Кольцевые сварные швы с трещинами типа Eb имеют запас прочности по рабочему давлению даже при больших глубинах, однако в ряде случаев трещины раскрываются и приводят к образованию утечек в газопроводах.

01.12.2020 11:00 ИНДЕКС УСТОЙЧИВОСТИ ЗАВОДОВ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА – SK-ИНДЕКС

Мировой энергетический рынок находится в состоянии перестройки. Современная экологическая политика ограничивает использование ископаемых видов топлива и стимулирует применение возобновляемых источников энергии и топлива с низким углеродным следом. Природный газ соответствует существующим и перспективным требованиям к энергоносителям. Рынок сжиженного природного газа – один из наиболее быстрорастущих секторов газовой отрасли: в мире действует более сотни крупнотоннажных производственных линий, строится множество заводов. Конкурентоспособность производства сжиженного природного газа обычно оценивают с помощью значений предельных кратко- и долгосрочных издержек. Однако часто в рамках проекта выпускаются дополнительные продукты (газовый конденсат, гелий, пропан-бутановая фракция), доходы от продажи которых не учитывают при оценке. В условиях появления новых проектов, выхода на рынок новых производителей, реализации разнообразных моделей проектов необходим универсальный инструмент оценки и сравнения экономических показателей заводов. В статье описан способ расчета индекса устойчивости производства сжиженного природного газа (SK-индекс). Индекс устойчивости вычисляется с использованием данных, находящихся в открытом доступе, с учетом реализации производства побочных продуктов и затрат на транспортировку газа по магистральным газопроводам. Энергетическая эффективность завода оценивается косвенно через объем выбросов парниковых газов при производстве сжиженного природного газа. Применение SK-индекса позволит сравнить устойчивость и конкурентоспособность производств сжиженного природного газа, реализованных по разным схемам: интегрированных (включают добычу и транспорт природного газа, производство побочных продуктов) и толлинговых (сырье приобретается на рынке).

Ключевые слова: ЗАВОД, ИНДЕКС СЛОЖНОСТИ, КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТЬ, МИРОВОЙ РЫНОК, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, СПГ

Авторы:

УДК 338.28::662.758.3
А.Ю. Климентьев, Постоянное представительство Республики Саха (Якутия) при Президенте Российской Федерации (Москва, РФ), t_diamonds@mail.ru

Литература:

1. Московская школа управления СКОЛКОВО. Мониторинг Мировой рынок газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/ru/senec/monitoring/ (дата обращения: 19.11.2020).

2. Owen W. Shell invests in new NLNG processing unit [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.lngindustry.com/liquid-natural-gas/14052020/shell-invests-in-new-nlng-processing-unit/?f... (дата обращения: 19.11.2020).

3. ПРАЙМ. СМИ: Камерун ведет переговоры с «Газпромом» и Golar об увеличении производства СПГ [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://1prime.ru/energy/20200527/831524924.html (дата обращения: 19.11.2020).

4. REUTERS. Total secures $14.4 billion funding for Mozambique LNG-sources [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://uk.reuters.com/article/total-mozambique-lng/total-secures-144-billion-funding-for-mozambique... (дата обращения: 19.11.2020).

5. Chandra V. US LNG: Cooperative rather than swing producer [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://admin.petroleum-economist.com/articles/midstream-downstream/lng/2020/us-lng-cooperative-rathe... (дата обращения: 19.11.2020).

6. International Gas Union. 2020 World LNG Report [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.igu.org/resources/2020-world-lng-report/ (дата обращения: 19.11.2020).

7. Правительство Российской Федерации. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://static.government.ru/media/files/w4sigFOiDjGVDYT4IgsApssm6mZRb7wx.pdf (дата обращения: 19.11.2020).

8. Климентьев А.Ю. Апрельские тезисы российского СПГ // Нефть и капитал. 2019. № 5. С. 20–23.

9. Министерство энергетики Российской Федерации. Авторская колонка Александра Новака в журнале «Нефтегазовая вертикаль» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/10283 (дата обращения: 19.11.2020).

10. Финмаркет. «НОВАТЭК» предлагает закрепить на госуровне цель создания СПГ-кластера мощностью до 140 млн т [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.finmarket.ru/news/4975152 (дата обращения: 19.11.2020).

11. Ledesma D., Fulwood M. New players, new models. A research think piece [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2019/04/New-Players-New-Models.pdf (дата обращения: 19.11.2020).

12. Henderson J. Global LNG outlook [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.imemo.ru/files/File/ru/conf/2017/13042017/13042017-PRZ-HEN.pdf (дата обращения: 19.11.2020).

13. Климентьев А.Ю. Оценка конкурентоспособности СПГ-проектов в условиях нестабильного рынка // Нефтегазовая вертикаль. 2020. № 13–14. С. 36–45.

14. ПРАЙМ. «Ямал СПГ» продажей конденсата покрыл свыше 100 % основных операционных затрат в 2019 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://1prime.ru/energy/20200220/830970127.html (дата обращения: 19.11.2020).

15. Environmental Integrity Project. Tracking oil and gas infrastructure emissions [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://environmentalintegrity.org/oil-gas-infrastructure-emissions/ (дата обращения: 19.11.2020).

16. Российский мало- и среднетоннажный СПГ. Т. 2. Региональная серия: Арктика / под ред. А.Ю. Климентьева, Т.А. Митровой, С.А. Капитонова. М.: Московская школа управления СКОЛКОВО, 2019.

17. Bajic A. Equinor awards Hammerfest LNG modificstion FEED deal [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.offshore-energy.biz/https-www-offshore-energy-biz-equinor-awards-hammerfest-lng-feed-dea... (дата обращения: 19.11.2020).

18. Спрос рождает переработку // Сибирская нефть, приложение к журналу. 2016. № 3. С. 2–7.

19. ПАО «Газпром нефть». Технологичные, рыночные, свои [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2019-february/2494010/ (дата обращения: 19.11.2020).

» 01.12.2020 11:00 БАШКОРТОСТАН: ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПОДХОД, государственная поддержка И БИЗНЕС-ШЕРИФЫ

По материалам, предоставленным Министерством экономического развития и инвестиционной политики Республики Башкортостан

Республика Башкортостан признана одним из наиболее экономически развитых субъектов Российской Федерации. По основным макроэкономическим показателям она стабильно входит в десятку регионов-лидеров, формирующих больше половины валового внутреннего продукта страны.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

Башкортостан стал центром химической промышленности и машиностроения и входит в число основных нефтедобывающих регионов России. Сегодня основу его экономики составляют топливно-энергетический и машиностроительный комплексы. Представлены и другие виды производства. Так, в республике получили развитие производство компьютеров и электронных изделий, пищевых продуктов, транспортных средств; фармацевтика и деревообработка. Созданы научно-производственные кластеры в энергетике, химии, машиностроении и ряде других отраслей.

Регион обладает богатым минерально-сырьевым потенциалом. В его недрах – нефть, железная руда, медь, цинк, золото, качественное цементное сырье и многое другое.

Кроме того, он находится в логистическом сердце страны – на пересечении важнейших водных, железнодорожных, автомобильных и трубопроводных магистралей, на самой границе Европы и Азии.

Башкортостан демонстрирует устойчивый рост инвестиций, занимая в Приволжском федеральном округе второе место по объему капитальных вложений. В 2020 г., несмотря на непростые условия, также обеспечен рост инвестиционного наполнения республиканской экономики.

В субъекте Федерации предусмотрен индивидуальный подход в работе с инвесторами. Правительство республики оказывает ощутимую государственную поддержку бизнесу. На сегодняшний день предоставляется 111 финансовых и нефинансовых мер господдержки в области субсидирования затрат инвесторов, предоставления налоговых преференций, решения земельных вопросов.

Еще более благоприятные условия и специальные льготы можно получить в пяти городах республики, где действует особый статус территорий опережающего социально-экономического развития, а также в особой экономической зоне промышленно-производственного типа (ОЭЗ ППТ) «Алга».

Помимо этого, в регионе работают профильные институты поддержки бизнеса и комплексного сопровождения инвестиционных проектов, в числе которых Корпорация развития Республики Башкортостан, Торгово-промышленная палата Республики Башкортостан, Фонд развития промышленности Республики Башкортостан. В ноябре текущего года создан Центр привлечения инвестиций, который призван вырабатывать и внедрять единые подходы для поиска инвесторов, обеспечивать быстрое и эффективное принятие решений на всех этапах инвестиционного процесса.

В рамках еженедельных «Инвестиционных часов», которые Глава Республики Баш-кортостан Р.Ф. Хабиров проводит с инвесторами, обсуждаются перспективные проекты, оказывается содействие в оперативном решении возникающих вопросов.

Вместе с тем малый бизнес в Башкортостане может воспользоваться широким перечнем инструментов поддержки, которые предоставляют региональные институты развития предпринимательства. В частности, речь о займах на бизнес-проекты через АНО «Башкирская микрокредитная компания». Причем заимствования на проекты, реализуемые в моногородах и на территории ОЭЗ ППТ «Алга», обойдутся в два раза дешевле.

«Региональная лизинговая компания Республики Башкортостан» поддерживает малый бизнес, планирующий создание, расширение либо модернизацию производства на приобретение нового оборудования. В первую очередь подразумеваются высокотехнологичные обрабатывающие производства (включая переработку и хранение сельскохозяйственной продукции), имеющие экспортный потенциал.

Гарантийный фонд республики выступает поручителем по заимствованиям и кредитам, привлекаемым предпринимателями, тем самым упрощая им доступ к кредитным ресурсам на развитие бизнеса. Кроме того, Фонд развития и поддержки малого предпринимательства республики оказывает помощь субъектам малого и среднего предпринимательства для приобретения через Лизинговый фонд оборудования и техники.

К услугам предпринимателей – коворкинг-центр «Фабрика будущего», предоставляющий площадку и сервис для бизнеса.

Организационную и консультационную поддержку субъекты малого и среднего предпринимательства могут получить через «единое окно» в центрах «Мой бизнес», специально созданных в городах региона.

Для оперативного решения на местах вопросов, связанных с развитием бизнеса, работает уникальный институт бизнес-шерифов, созданный в каждом муниципалитете Республики Башкортостан.

БАШКОРТОСТАН ДЕМОНСТРИРУЕТ УСТОЙЧИВЫЙ РОСТ ИНВЕСТИЦИЙ, ЗАНИМАЯ В ПРИВОЛЖСКОМ ФЕДЕРАЛЬНОМ ОКРУГЕ ВТОРОЕ МЕСТО ПО ОБЪЕМУ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ. В 2020 Г., НЕСМОТРЯ НА НЕПРОСТЫЕ УСЛОВИЯ, ТАКЖЕ ОБЕСПЕЧЕН РОСТ ИНВЕСТИЦИОННОГО НАПОЛНЕНИЯ РЕСПУБЛИКАНСКОЙ ЭКОНОМИКИ.

Фото: investrb.ru/ru/

Фото: industry.bashkortostan.ru, pravitelstvorb.ru/ru/

» 01.12.2020 11:00 ТАТАРСТАН: ВЫСОКАЯ СКОРОСТЬ И КАЧЕСТВО РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ

По материалам Инвестиционного портала Республики Татарстан
Согласно результатам Национального рейтинга состояния инвестиционного климата регионов Российской Федерации за 2014 г., Республика Татарстан обеспечивает лучшие условия для инвесторов. Регион имеет самые высокие результаты в стране по таким показателям, как регуляторная среда, институты для бизнеса, инфраструктура и ресурсы.Неслучайно Татарстан выбрали местом для производства, ведения научных разработок и бизнеса известные мировые компании: Ford, Daimler, Mercedes-Benz, LEONI, 3М, Bosch, Saint-Gobain, BASF, ROCKWOOL, HAYAT, Fujitsu, Air Liquide, Sisecam, Armstrong, Kiekert, Kastamonu, SARIA и многие другие.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

Скорость и качество реализации инвестиционных проектов на территории республики обеспечиваются за счет использования общепринятого мирового стандарта дорожных карт, в которых устанавливается алгоритм мероприятий, сроки и участники реализации проектов. Благодаря этой отработанной технологии инвестор может быстро и эффективно выбрать площадку, форму ведения бизнеса и формат преференций, зарегистрировать бизнес, организовать строительство и начать работу своего предприятия.

Инвестиционную деятельность организует и реализует государственный орган – Агентство инвестиционного развития Республики Татарстан. Среди его основных полномочий – привлечение инвестиций, сопровождение и реализация инвестиционных проектов, реализация государственно-частного партнерства.

Обращаясь в Агентство инвестиционного развития, инвестор получает все услуги в режиме одного окна. Здесь представителям бизнеса помогают с разработкой стратегии проекта, подбором инвестиционной площадки, организацией предприятия, а также обеспечивают полное бесплатное сопровождение проекта: инвестор автоматически становится членом Клуба инвесторов Республики Татарстан.

В регионе действует широкая линейка мер поддержки бизнеса. Так, в рамках программы «Проекты развития» Фонд развития промышленности предоставляет займы от 50 до 500 млн руб. сроком до пяти лет, процентная ставка первые три года при банковской гарантии составляет 3 % и 5 % – при других видах обеспечения. По проекту «Комплектующие изделия» фонд предоставляет займы таким же объемом и сроком, но процентная ставка первые три года составляет 1 % и 5 % – на оставшийся срок и др.

Регион перспективен для локализации производства и создания новых предприятий, поскольку богат ресурсами. За счет выгодного географического положения республика обладает мощной сырьевой базой для всех отраслей промышленности и широкой инфраструктурной сетью. Не секрет, что главное природное богатство Татарстана – нефть. На территории региона расположено второе по величине месторождение в России и одно из крупнейших в мире – Ромашкинское.

Важным преимуществом Татарстана является то, что регион находится в самом центре страны, через него проходят крупнейшие торговые артерии, связывающие Европу и Азию. Республика расположена на пересечении ключевых авиалиний, железнодорожных, автомобильных и речных стратегических магистралей общероссийского значения. По ее территории пролегают международные транспортные коридоры – «Запад – Восток» и «Север – Юг».

Более того, через Татарстан пройдет международный транспортный коридор «Западная Европа – Западный Китай» – новый «Шелковый путь», в состав которого войдет высокоскоростная магистраль, и ее первый участок «Москва – Казань» позволит доехать из столицы страны в столицу республики за 6,5 ч. Подробнее об инвестиционном потенциале региона можно узнать на сайте invest.tatarstan.ru.

РЕГИОН ОБЛАДАЕТ МОЩНОЙ РЕСУРСНОЙ БАЗОЙ:

200 МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ,
12,5 МЛРД Т НЕФТЕБИТУМОВ,
1 МЛРД Т ПОДТВЕРЖДЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

ГАЗ – ОКОЛО 40 М³ НА 1 Т НЕФТИ.

Фото: tatarstan.ru

» 01.12.2020 11:00 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ), УТВЕРЖДЕННЫХ, ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ И ОТМЕНЕННЫХ В ПЕРИОД С 01.11.2020 ПО 30.11.2020

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ), УТВЕРЖДЕННЫХ И ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ПЕРИОД С 01.11.2020 ПО 30.11.2020

№ п / п	Параметр	Описание
1	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 5.86–2020
	Наименование стандарта / рекомендаций	Обеспечение единства измерений. Расход, объем и энергосодержание газа горючего природного. Методика измерений с помощью стандартных сужающих устройств
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт устанавливает методику измерений расхода, объема и энергосодержания газа горючего природного методом переменного перепада давления с помощью стандартных сужающих устройств. Стандарт распространяется на вновь вводимые и реконструируемые узлы измерений расхода, объема и энергосодержания газа, а также на эксплуатируемые узлы измерений расхода, объема и энергосодержания газа, на которых подтверждается реализуемость методики измерений, изложенной в настоящем стандарте. Положения стандарта применяются структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», осуществляющими свою деятельность на территориях Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Армения и Киргизской Республики, а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями) при проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации узлов измерений со стандартными сужающими устройствами на объектах ПАО «Газпром». Примечание: на территории Республики Беларусь положения настоящего стандарта предназначены для применения на хозрасчетных и технологических узлах измерений согласно СТО Газпром 5.38
	Дата введения в действие	01.01.2021
	Введен	Впервые
2	Обозначение стандарта / рекомендаций	СТО Газпром 2–3.7–1220–2020
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Система подводной добычи. Соединительные устройства трубопровода. Общие технические условия
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящий стандарт распространяется на соединительные устройства трубопровода, предназначенные для обеспечения постоянного подводного соединения линейного трубопровода, временного подключения камеры приема-запуска средств очистки и диагностирования, а также на устройства, предназначенные для постоянного прямого подводного соединения линий шлангокабеля (гидравлических и (или) электрических и (или) линий передачи данных) с соответствующими линиями компонентов оборудования системы подводной добычи, расположенных на лицензионных участках ПАО «Газпром». Стандарт устанавливает классификацию, технические требования, правила приемки, методы испытаний, требования по транспортированию и хранению, безопасной эксплуатации и монтажу, а также условия применения гарантии изготовителя соединительных устройств трубопровода. Положения стандарта применяются структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», в том числе при заключении ими договоров со сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями) на выполнение работ по оценке соответствия, а также работ, связанных с проектированием, приемкой, испытаниями, эксплуатацией и разработкой спецификаций оборудования, изделий и материалов соединительных устройств трубопровода
	Дата введения в действие	14.12.2020
	Введен	Впервые
3	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 180–2020
	Наименование стандарта / рекомендаций	Методика оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют порядок оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий, реализуемых в ПАО «Газпром» в форме капитальных вложений. Положения настоящих рекомендаций предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», реализующими энергосберегающие мероприятия на территории Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Армения и Киргизской Республики, а также сторонними организациями на стадии разработки проектной документации и подготовки технических заданий на проектирование, а также при разработке, обосновании и проведении экспертизы энергосберегающих мероприятий, реализуемых в добыче, транспорте, подземном хранении, переработке газа и жидких углеводородов
	Дата введения в действие	01.12.2020
	Введен	Впервые
4	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 2–3.7–1221–2020
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Освоение морских нефтегазовых ресурсов. Морские стационарные платформы. Нагрузки от обледенения
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют правила определения нагрузок от обледенения для морских стационарных платформ на континентальном шельфе Российской Федерации, во внутренних морских водах, в территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации. Рекомендации распространяются на морские стационарные платформы. Предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», сторонними организациями при проектировании и строительстве морских стационарных платформ
	Дата введения в действие и срок действия	01.02.2021. 5 лет (01.02.2026)
	Введен	Впервые
5	Обозначение стандарта / рекомендаций	Р Газпром 2–3.7–1222–2020
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Освоение морских нефтегазовых ресурсов. Морские промыслы. Проектирование пробкоуловителей
	Область применения стандарта / рекомендаций	Настоящие рекомендации определяют правила проектирования пробкоуловителей для морских промыслов. Положения настоящих рекомендаций распространяются на установки подготовки газа и газового конденсата для морских промыслов. Рекомендации предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», сторонними организациями, выполняющими работы по проектированию пробкоуловителей для морских промыслов
	Дата введения в действие и срок действия	01.02.2021. 5 лет (01.02.2026)
	Введен	Впервые
6	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 2–1.20–742–2013
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика определения потенциала энергосбережения технологических объектов
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Содержание. Введение. Пункты 3.1.1–3.1.3, 3.1.7–3.1.11, 9.1.4. Таблица А. 1 (приложение А). Региональное приложение 1. Библиография Регионального приложения 1
	Дата введения в действие	01.02.2021
7	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 2–1.20–819–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика расчета величины экономии расхода топливно-энергетических ресурсов при внедрении энергосберегающих мероприятий в дочерних обществах
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Содержание. Введение. Пункты 3.1.3, 3.1.5, 5.5. Таблица Б. 1 (приложение Б), таблица Б. 2 (приложение Б). Региональное приложение 1. Библиография Регионального приложения 1
	Дата введения в действие	01.02.2021
8	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.1–010–2010
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Защита морских сооружений от коррозии защитными покрытиями
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.2, 3.4, 3.5, 3.9, 3.13, 3.18–3.20
	Дата введения в действие	25.12.2020
9	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.1–061–2019
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Ингибированные лакокрасочные покрытия. Технические требования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.3, 3.1.8, 3.1.9. Региональное приложение 1
	Дата введения в действие	25.12.2020
10	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.2–026–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Руководство по организации электрохимической защиты морских трубопроводов ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.6. Библиография
	Дата введения в действие	25.12.2020
11	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.3–020–2012
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Защита от коррозии оборудования и трубопроводов в пластовых водах в отсутствии или при низком содержании сероводорода
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.1–3.3, 3.5, 3.6, 3.9, 3.10, 3.13–3.15
	Дата введения в действие	25.12.2020
12	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.3–046–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Применение летучих ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов и оборудования, контактирующих с влажным сероводородсодержащим газом
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.2, 3.3, 3.5, 3.9, 3.11–3.13
	Дата введения в действие	25.12.2020
13	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.3–047–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Ингибиторная защита от коррозии оборудования скважин при кислотных обработках
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.1, 3.2, 3.6, 3.7, 3.9–3.11
	Дата введения в действие	25.12.2020
14	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.3–051–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Ингибирование коррозии стали в бетоне
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.2–3.4, 3.7
	Дата введения в действие	25.12.2020
15	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.3–062–2019
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Летучие и мигрирующие ингибиторы коррозии. Технические требования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1–3.1.3, 3.1.11
	Дата введения в действие	25.12.2020
16	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.4–049–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Методические рекомендации по проведению комплексного периодического коррозионного обследования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1–3.1.4
	Дата введения в действие	25.12.2020
17	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.4–050–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Методические рекомендации по проведению детального комплексного коррозионного обследования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1, 3.1.2, 3.1.5
	Дата введения в действие	25.12.2020
18	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 1 Р Газпром 9.5–053–2016
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Оборудование и технические средства для комплексного дистанционного коррозионного мониторинга морских участков трубопроводов большого диаметра. Основные технические требования
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.3–3.1.5, 3.1.10
	Дата введения в действие	25.12.2020
19	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.0–042–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Общие требования к защите от коррозии морских объектов ОАО «Газпром» (трубопроводов, портовых сооружений, подводных добычных комплексов и морских платформ)
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.5–3.1.7
	Дата введения в действие	25.12.2020
20	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.1–043–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Рекомендации по защите от коррозии морских платформ ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.2, 3.10
	Дата введения в действие	25.12.2020
21	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.1–044–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Рекомендации по защите от коррозии портовых сооружений ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.3–3.5, 3.8
	Дата введения в действие	25.12.2020
22	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.1–045–2015
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Рекомендации по защите от коррозии подводных добычных комплексов ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Разделы 2, 3. Пункты 3.3, 3.6
	Дата введения в действие	25.12.2020
23	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.2–024–2013
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Рекомендации по электрохимической защите многониточных систем магистральных газопроводов
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1, 3.1.6, 3.1.8
	Дата введения в действие	25.12.2020
24	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.2–032–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Руководство по организации электрохимической защиты портовых сооружений ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1, 3.1.2
	Дата введения в действие	25.12.2020
25	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.2–033–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Руководство по организации электрохимической защиты морских платформ ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1, 3.1.3–3.1.5
	Дата введения в действие	25.12.2020
26	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.2–038–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Методика расчета параметров катодной защиты морских объектов ОАО «Газпром» (трубопроводов, портовых сооружений, подводных добычных комплексов и морских платформ)
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.2, 3.1.5–3.1.7, 3.1.9, 3.1.16
	Дата введения в действие	25.12.2020
27	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.4–027–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Технические требования к системам коррозионного мониторинга морских трубопроводов ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.5, 3.1.7, 3.1.8
	Дата введения в действие	25.12.2020
28	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.4–036–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Технические требования к системам коррозионного мониторинга морских платформ ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.3, 3.1.5, 3.1.11, 3.1.13
	Дата введения в действие	25.12.2020
29	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.4–037–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Технические требования к системам коррозионного мониторинга портовых сооружений ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.6, 3.1.12, 3.1.13
	Дата введения в действие	25.12.2020
30	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.4–040–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Технические требования к системам коррозионного мониторинга подводных добычных комплексов ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.3, 3.1.5, 3.1.7, 3.1 8
	Дата введения в действие	25.12.2020
31	Обозначение стандарта / рекомендаций	Изменение № 2 Р Газпром 9.5–039–2014
	Наименование стандарта / рекомендаций	Защита от коррозии. Рекомендации по защите от коррозии морских трубопроводов ОАО «Газпром»
	Суть изменения стандарта / рекомендаций	Раздел 2. Пункты 3.1, 3.1.1
	Дата введения в действие	25.12.2020

ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ) В ПЕРИОД С 01.11.2020 ПО 30.11.2020

№ п/п	Параметр	Описание
1	Обозначение стандарта/рекомендаций	Р Газпром 157–2015
	Наименование стандарта/рекомендаций	Методика определения (формирования) стоимости работ по предынвестиционным исследованиям
	Отмена документа	Взамен с 02.11.2020 действует Р Газпром 179–2020
2	Обозначение стандарта/рекомендаций	СТО Газпром 2-1.15-205–2008
	Наименование стандарта/рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности
	Отмена документа	Взамен с 01.11.2020 действует СТО Газпром 5.85–2020
3	Обозначение стандарта/рекомендаций	Р Газпром 2-1.1-1109–2017
	Наименование стандарта/рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Система стандартов корпоративной системы гражданской защиты. Контроль над организацией аварийно-спасательного обеспечения
	Отмена документа	Без замены. Отменен с 14.11.2020
4	Обозначение стандарта/рекомендаций	Р Газпром 2-1.3-1110–2017
	Наименование стандарта/рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Система стандартов корпоративной системы гражданской защиты. Организация проведения аварийно-спасательных работ
	Отмена документа	Без замены. Отменен с 14.11.2020
5	Обозначение стандарта/рекомендаций	Р Газпром 2-3.5-1112–2017
	Наименование стандарта/рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Линейная часть магистральных газопроводов. Порядок проведения проектных и изыскательских работ и экспертизы проектной документации для капитального ремонта
	Отмена документа	Без замены. Отменен с 21.11.2020
6	Обозначение стандарта/рекомендаций	Р Газпром 2-2.4-1113–2017
	Наименование стандарта/рекомендаций	Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Расчет технологических параметров двух- и трехфазных потоков в вертикальных и наклонных скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки
	Отмена документа	Без замены. Отменен с 28.11.2020

01.12.2020 11:00 ИСТОРИЯ ОДНОГО ПОСТАНОВЛЕНИЯ

В связи с планами широкой газификации центральных индустриально развитых и густонаселенных регионов страны во второй половине 1960 х гг. в СССР возникла идея транспортировать газ из Западной Сибири по сверхмощным трубопроводам диаметром 2520 мм. В статье описан исторический контекст этого нереализованного проекта, в том числе с использованием выдержек из архивных документов. Аргументированно доказана его нецелесообразность.

Авторы:

УДК 622.691.4.000.93
А.К. Джафаров, к.т.н., ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект» (Красноярск, РФ), a.djafarov@krskgazprom-ngp.ru
А.В. Черникин, к.т.н., ООО «Трансэнергострой» (Москва, РФ)
К.И. Джафаров, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), K_Dzhafarov@vniigaz.gazprom.ru

Литература:

1. Боксерман Ю.И., Байбаков Н.К., Патон Б.Е. и др. Очерки истории газовой промышленности России. М.: Газоил пресс, 2000.

2. Большая советская энциклопедия. 3-е изд. Т. 6 / под. ред. А.М. Прохорова. М., 1971.

3. Галиуллин З.Т. Развитие научных исследований, техники и технологий в области трубопроводного транспорта. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009.

4. Седых А.Д. По пути к большому газу. М.: Ист-факт, 2004.

5. Государственный архив РФ. Фонд Р-5446. Опись 1. Дело № 818. Листы 214–231.

6. Зиневич А.М., Прокофьев В.И., Ментюков В.П. Технология и организация строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. М.: Недра, 1979.

7. Гайказов М.Н. Василий Александрович Динков – гордость газонефтяной державы. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003.

01.12.2020 11:00 ВОССТАНОВЛЕНИЕ ФУНКЦИИ ПЛОТНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДЕЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ МАТЕРИАЛА ГАЗОПРОВОДА НА ОСНОВЕ ЗНАЧЕНИЙ ИХ КВАНТИЛЬНЫХ ОЦЕНОК

Газопроводные системы представляют собой экологически опасные объекты, количественная оценка нагруженности и надежности магистральных газопроводов – актуальная задача, решение которой позволит оценить фактические риски при их эксплуатации. В существующей нормативной базе описаны способы определения работоспособности газопроводов на стадии проектирования и эксплуатации, основанные на расчете вероятности их безотказной работы или коэффициента запаса прочности в предположении, что функции плотности распределения напряжений, возникающих в трубе газопровода при функционировании, и предельных напряжений, допускаемых материалом трубы, подчиняются законам, разработанным в теории параметрической статистики (как правило, нормальному закону). Однако на основании анализа массива данных о действующих в газопроводах напряжениях и результатов механических испытаний материала труб можно утверждать, что при расчете прочностной надежности газопровода отнести выборки случайных величин фактических и предельных напряжений к какому либо параметрическому закону не представляется возможным. Повысить достоверность оценки прочностной надежности газопроводов в условиях реальных спектров воздействия внешних нагрузок и естественных законов изменения предельного состояния материала можно с помощью методов непараметрической статистики, позволяющих восстанавливать неизвестную функцию плотности распределения случайных величин независимо от ее сложности. В процессе реализации этих методов неизвестная функция плотности распределения представляет собой результат работы программы, использующей исходную выборку случайных величин. В статье предложен метод оценки вероятности отказа трубопровода, основанный на аппарате непараметрической статистики и позволяющий фактическую функцию плотности распределения механических свойств материала труб представить не в виде программной реализации, а описать конечным выражением. Метод верифицирован путем обработки экспериментальных данных о пределе текучести образцов из стали 17Г1С с использованием оценок Парзена – Розенблатта и сопоставления результатов расчета вероятности отказа линейного участка магистрального газопровода, функция плотности распределения предельных напряжений материала которого восстановлена известным и предлагаемым методами. В качестве примера рассчитаны величины вероятности отказа участка газопровода, напряжения в трубе которого в процессе эксплуатации не подчиняются нормальному закону и восстановлены методами непараметрической статистики. Показано, что использование для описания предела текучести фактических законов его распределения повышает оценку вероятности отказа более чем в три раза для трубы Челябинского трубопрокатного завода и до восьми раз – для трубы Харцызского трубного завода.

Ключевые слова: ВЕРОЯТНОСТЬ ОТКАЗА, НАДЕЖНОСТЬ, НЕПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ СТАТИСТИКА, ПЛОТНОСТЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СЛУЧАЙНОЙ ВЕЛИЧИНЫ, ТРУБОПРОВОД.

Авторы:

УДК 519.2.004.64::622.691.4
В.Н. Сызранцев, д.т.н., ФГОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» (Тюмень, РФ), syzrantsevvn@tyuiu.ru
М.Д. Антонов, ФГОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», antonovmd@icloud.com

Литература:

1. Сызранцев В.Н., Невелев Я.П., Голофаст С.Л. Расчет прочностной надежности изделий на основе методов непараметрической статистики. Новосибирск: Наука, 2008.

2. Сызранцев В.Н., Новоселов В.В., Созонов П.М., Голофаст С.Л. Оценка безопасности и прочностной надежности магистральных трубопроводов методами непараметрической статистики. Новосибирск: Наука, 2013.

3. Голофаст С.Л. Оценка прочностной надежности магистральных трубопроводов на основе квантильных значений коэффициента запаса прочности // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 7. С. 22–28.

4. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000.

5. Kapur K.C., Lamberson L.R. Reliability in engineering design. Navi Mumbai, India: Wiley, 1977.

6. Хариановский В.В. Надежность магистральных газопроводов: становление, развитие и современное состояние // Газовая промышленность. 2019. № 1 (779). С. 56–68.

7. Голофаст С.Л. Оценка влияния механических свойств трубной стали 17Г1С различных производителей на прочностную надежность магистральных трубопроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 7 (67). С. 67–72.

8. Орлов А.И. Прикладная статистика [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.aup.ru/books/m163/ (дата обращения: 29.11.2020).

9. Porshnev S., Koposov A. About specialities of numerical estimation of smoothing parameter of probability density functions of random sequences in Parzen–Rosenblatt approximation // J. Phys.: Conf. Ser. 2018. Vol. 1053. No. 1. Article ID 012093.

10. Agafonov E., Vassilenko N., Ikonnikov O., et al. Non-parametrical algorithms of identification and control for dynamical processes // Proc. IASTED International Symposia Applied Informatics 2001. Innsbruck, Austria, 2001. P. 289–294.

11. Zhao J., Chevil K., Yu M., et al. Statistical analysis on underload-type pipeline spectra // Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice. 2016. Vol. 7. No. 4. Article ID 04016007.

12. Сызранцева К.В. Расчет прочностной надежности деталей машин при случайном характере внешних нагрузок. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.

13. Сызранцев В.Н., Сызранцева К.В. Обработка данных многоцикловых испытаний на основе кинетической теории усталости и методов непараметрической статистики: монография. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015.

14. Голофаст С.Л., Шоцкий С.А. Вероятностный подход к оценке прочности температурно-деформируемых участков подземных трубопроводов // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 5 (65). С. 51–56.

15. Кошкин Г.М. Непараметрическая идентификация экономических систем. Томск: НТЛ, 2007.

16. Алгоритмы и программы восстановления зависимостей / под ред. В.Н. Вапника. М.: Наука, 1984.

01.12.2020 11:00 ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА В ЗОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ОСТРОВНОЙ И ЛИНЗОВОЙ МЕРЗЛОТЫ

В статье рассмотрены проблемы обеспечения устойчивости магистральных газопроводов в сезонно-талых грунтах и на участках прокладки в зонах распространения островной и прерывистой мерзлоты. Обоснованы преимущества метода подземной прокладки участков незначительной протяженности с точечным креплением подземными анкерными опорами в местах пересечения сплошных линз льда и образующихся бугров пучения. Для оценки напряженно-деформированного состояния и определения шага расстановки предложенного типа опор разработана конечно-элементная модель для расчета в программной среде ANSYS (Ansys, Inc., США). Полученные результаты позволили определить места расположения опасных сечений и прогнозные величины напряжений при различных сценариях оттаивания грунтов основания и потери устойчивости. Доказана нецелесообразность использования тепловой изоляции, приводящей к увеличению нагрузок как при всплытии, так и при провисании участков газопровода. С помощью разработанной модели можно рассчитать допустимый шаг безопасной расстановки анкерных опор для крепления подземных участков трубопровода при риске оттаивания грунтов. После соответствующей доработки модель целесообразно использовать при проектировании подземных участков магистральных газопроводов.

Ключевые слова: БУГОР ПУЧЕНИЯ, ЛЕДЯНАЯ ЛИНЗА, ОСТРОВНАЯ МЕРЗЛОТА, НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ, ПОДЗЕМНЫЙ ГАЗОПРОВОД, СЕЗОННО-ТАЛЫЙ ГРУНТ, УСТОЙЧИВОСТЬ.

Авторы:

УДК 622.692.4.07
Х.Ш. Шамилов, лауреат Международного конкурса молодых ученых «Нефтегазовые проекты: взгляд в будущее», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, РФ), khiramagomed@mail.ru
С.М. Султанмагомедов, д.т.н., проф., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», ftt2010@mail.ru

Литература:

1. Шамилов Х.Ш., Десяткин Д.П. Особенности проектирования трубопроводов в зонах распространения островной мерзлоты // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 3. С. 24–29.

2. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (с изм. № 1, 2) (разраб. ОАО «Инжиниринговая нефтегазовая компания – Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК», ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть», ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и др., утв. Федеральным агентством по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству 25.12.2012) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200103173 (дата обращения: 11.11.2020).

3. СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.02.04-88 (с изм. № 1–4) (разраб. Научно-исследовательским, проектно-изыскательским и конструкторско-технологическим институтом оснований и подземных сооружений им. Н.М. Герсеванова, утв. Министерством регионального развития Российской Федерации 01.01.2013) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200095519 (дата обращения: 11.11.2020).

4. СП 21.13330.2012. Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.01.09-91 (с изм. № 1) (разраб. Научно-исследовательским, проектно-изыскательским и конструкторско-технологическим институтом оснований и подземных сооружений им. Н.М. Герсеванова, утв. Министерством регионального развития Российской Федерации 29.12.2011) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200094386 (дата обращения: 11.11.2020).

5. Росстандарт. ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200000030 (дата обращения: 11.11.2020).

6. ПАО «Газпром нефть». Государственное нормативно-техническое регулирование проектов на шельфе [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rao-offshore.ru/netcat_files/userfiles/RAO-2017/6.1/Usmanov_SSPEB.pdf (дата обращения: 11.11.2019).

7. Allen L.J. The Trans-Alaska pipeline. Vol. 1, 2. Seattle, WA, USA: SCRIBE, 1975–1976.

8. Иваницкая Е.В. Опыт мониторинга уникального Трансаляскинского нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1 (1). С. 96–101.

9. Лисин Ю.В., Сапсай А.Н., Суриков В.И. и др. Создание и реализация инновационных технологий строительства в проектах развития нефтепроводной структуры Западной Сибири: проекты «Пурпе – Самотлор», «Заполярье – Пурпе» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4 (12). С. 6–11.

10. Сапсай А.Н., Сощенко А.Е., Михеев Ю.Б. и др. Конструктивные решения термостабилизаторов грунтов и оценка их эффективности для обеспечения твердомерзлого состояния грунтов оснований фундаментов при надземной прокладке трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1 (13). С. 36–41.

11. Яковлев А.Я., Филиппов А.И., Шарыгин В.М. Перспективные конструктивно-технологические решения по прокладке и балластировке газопроводов // Газовая промышленность. 2012. № 10 (681). С. 18–21.

12. Патент № 2643914 РФ. Устройство для обеспечения проектного положения подземного трубопровода при прокладке в условиях многолетнемерзлых грунтов / Х.Ш. Шамилов, С.М. Султанмагомедов, Р.Р. Хасанов и др. Заявл. 01.12.2016, опубл. 06.02.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://yandex.ru/patents/doc/RU2643914C1_20180206 (дата обращения: 11.11.2020).

13. Shamilov Kh.Sh., Sultanmagomedov S.M. Device for providing design position of underground main pipelines in permafrost soil // Abstr. I International School-seminar of Young Scientists and Students. Baku, 2018. P. 131–134.

14. Гаррис Н.А., Закирова Э.А. Борьба с буграми пучения // Нефтегазовое дело. 2017. Т. 15. № 2. С. 73–78.

» 01.12.2020 11:00 ИНЖИНИРИНГОВЫЙ ЦЕНТР МФТИ: ВРЕМЯ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ РЕШЕНИЙ

Большая часть легкодоступных углеводородов уже добыта, и перспективное развитие нефтегазовой отрасли связано с освоением трудноизвлекаемых запасов. Существующие добычные технологии исчерпывают потенциал, и отрасли нужны новые решения. ООО «Инжиниринговый центр МФТИ», одна из самых успешных целевых спин-офф-компаний Московского физико-технического института, активно набирает отраслевой вес в сфере нефтегазового инжиниринга, создавая инновационные программные решения для добывающих и перерабатывающих предприятий.

Открыть HTML Открыть PDF

HTML

Между наукой и бизнесом в России долгое время оставалось «белое пятно»: по обыкновению, вузы реализуют программу научных исследований, не имеющих «живого» спроса в индустрии, а бизнес – программу прикладных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Чаще всего эти две вещи между собой не пересекаются. Инжиниринговый центр Московского физико-технического института (ИЦ МФТИ) сокращает данный разрыв. Как подразделение вуза, в стенах которого аккумулируется колоссальный багаж научных знаний, ИЦ существует в рамках программно-исследовательского подхода, разрабатывая эффективные решения в сфере моделирования физических процессов в труднодоступных пластах и создавая интеллектуальное программное обеспечение для цифровизации технологических процессов. Как спин-офф компания действует в проектно-инженерной матрице, доводя решения до индустриальных партнеров и реального сектора, а также внедряя их в производственные бизнес-процессы нефтегазовой отрасли в тандеме с еще одним спин-оффом МФТИ – ООО «Физтех Геосервис».

В области научных исследований ИЦ МФТИ занимается разработкой физико-математических моделей и вычислительных алгоритмов применительно к конкретным задачам заказчиков, создает новые технологии в секторах Upstream и Downstream нефтегазовой отрасли. Центр разрабатывает инженерно-технические решения в области геомеханического и гидродинамического моделирования, технологий методов увеличения нефтеотдачи, а также аналитики производственных процессов. В числе продуктов компании в рамках контрактов с ведущими российскими нефтегазовыми предприятиями – программный продукт для построения цифровой модели обустройства месторождения и комплексной одновременной оптимизации его развития, комплекс для очистки призабойной зоны месторождений, программное обеспечение для гидродинамического моделирования и оптимизации параметров разработки нефтегазовых месторождений, симулятор гидроразрыва пласта для оптимизации дизайна операций по интенсификации притока нефти.

В ИЦ МФТИ развивается направление разработки в области цифровых технологий и искусственного интеллекта, технологии Mixed Reality. С применением технологии Big Data решаются прикладные задачи нефтегазовой, горнодобывающей, металлургической и других отраслей. Предлагаемые решения позволяют улучшить целевые показатели разработки месторождений (таких, как коэффициент извлечения нефти, NPV, качество продуктов переработки нефти) без существенных инвестиций. Интеллектуальная система предиктивной аналитики динамического оборудования Digital ASTRA, успешно интегрированная в IT-ландшафт морской платформы имени В. Филановского в Каспийском море, оптимизирует режим работы и технического обслуживания оборудования через непрерывный мониторинг состояния всех агрегатов. Линейка продуктов Smart DQ интегрируется на производственную площадку заказчика, и затем внутри ее IT-ландшафта разворачивается программное решение, которое аккумулирует информацию с датчиков оборудования, обрабатывает онлайн и выдает рекомендации по его оптимизации, эксплуатации и техобслуживанию. SаaS-платформа технического зрения Rocks Inbox обрабатывает фотографии породы для оптимизации интерпретации петроглифических исследований.

Практически всю разработку ИЦ МФТИ ориентирует на сквозные межотраслевые технологии: на основе гибридных подходов специалисты определяют лучшие практики в одной отрасли и применяют их алгоритмы в других.

01.12.2020 11:00 СНИЖЕНИЕ КОРРОЗИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ХОЗЯЙСТВЕННО-БЫТОВЫХ И ПРОМЫШЛЕННО-ДОЖДЕВЫХ СТОЧНЫХ ВОД С СОДЕРЖАНИЕМ ВОДОМЕТАНОЛЬНОЙ СМЕСИ НА ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ СБОРА, ОЧИСТКИ И ЗАКАЧКИ В ПОГЛОЩАЮЩИЙ ПЛАСТ СТОЧНЫХ ВОД ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА

Для увеличения срока службы и сокращения затрат на ремонт оборудования и коммуникаций канализационно-очистных сооружений, исключения рисков их разрушения с негативным влиянием на окружающую среду с помощью ряда методов физико-химического анализа изучена коррозионная активность проб сточных вод по отношению к материалу трубопроводов и оборудованию канализационно-очистных сооружений. Проведен химический и биологический анализ сточных вод, а также рентгеноспектральный микроанализ состава отложений на внутренних поверхностях труб и другого оборудования. На основании полученных данных сделан вывод о том, что основные причины коррозионного износа стали – микробиологическая коррозия, вызванная продуктами жизнедеятельности бактерий – тиолами (меркаптанами) и сероводородом – в трубопроводах стоков и емкостях для их накопления, а также коррозия с кислородной деполяризацией с участием анодных активаторов – хлорид-ионов. С использованием результатов лабораторных испытаний эффективности ингибирования проб сточных вод различными композициями органических ингибиторов коррозии и биоцида показано, что ингибиторная защита оборудования и трубопроводов канализационно-очистных сооружений на основных стадиях очистки и закачки стоков в поглощающий пласт со скоростью коррозии, изменяющейся в диапазоне 0,23–2,90 мм в год, позволяет снизить скорость коррозии до проектного значения (0,10 мм в год). Применение полученных в настоящей работе данных позволит с минимальными затратами уменьшить коррозионную активность очищенных хозяйственно-бытовых и промышленно-дождевых сточных вод, содержащих метанол, степень деградации механических свойств металлов и сплавов, а также сократить риски выхода из строя оборудования и негативного воздействия стоков на окружающую среду.

Ключевые слова: ИНГИБИТОР КОРРОЗИИ, КАНАЛИЗАЦИОННО-ОЧИСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ, МИКРОБИОЛОГИЧЕСКАЯ КОРРОЗИЯ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ.

Авторы:

УДК 620.197.3::622.324.5
В.В. Дмитрук, к.т.н., ОАО «Севернефтегазпром» (Новый Уренгой, РФ), sngp@sngp.com
А.А. Касьяненко, к.т.н., ОАО «Севернефтегазпром», sngp@sngp.com
С.В. Полтавский, ОАО «Севернефтегазпром», PoltavskiySV@sngp.com
А.А. Легай, ОАО «Севернефтегазпром», LegaiAA@sngp.com

Литература:

1. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. Повышение коррозионной стойкости нефтегазопромыслового оборудования. М.: Недра, 1988.

2. Баранов А.Н., Гусева Е.А., Комова Е.М. Исследование коррозионной стойкости сталей, применяемых для изготовления дражного оборудования для добычи золота // Системы. Методы. Технологии. 2014. № 1 (21). С. 102–106.

3. Росстандарт. ГОСТ 9.506-87. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Метод определения защитной способности [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=141130 (дата обращения: 28.11.2020).

4. ОСТ 39-099-79. Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах (утв. Министерством нефтяной промышленности СССР 11.01.1980 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

5. ПНД Ф 14.1:2:4.178-02. Количественный химический анализ вод. Методика выполнения измерений массовой концентрации сульфидов, гидросульфидов и сероводорода в пробах питьевых, природных и сточных вод фотометрическим методом (разраб. ЗАО «РОСА», утв. ФГУ «Центр экологического контроля и анализа» 06.08.2002) [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

6. Кузнецов Ю.И. Физико-химические аспекты ингибирования коррозии металлов в водных растворах // Успехи химии. 2004. Т. 73. № 1. С. 79–93.

7. Кузнецов Ю.И., Вагапов Р.К, Гетманский М.Д. Возможности ингибирования коррозии оборудования и трубопроводов в нефтегазовой промышленности // Коррозия: материалы, защита. 2009. № 3. С. 20–25.

8. Фролова Л.В., Булгаков Р.А., Игошин Р.В., Кузнецов Ю.И. Защита стали от сероводородной коррозии катамином АБ в хлоридных растворах // Коррозия: материалы, защита. 2008. № 9. С. 18–22.

9. Кузнецов Ю.И. Органические ингибиторы коррозии металлов в нейтральных водных растворах // Итоги науки и техники. Серия: Коррозия и защита от коррозии. 1978. С. 159–204.

10. Патент № 2357008 РФ. Способ защиты черных металлов от коррозии в водных солевых средах / О.В. Бояринов, С.М. Губанов, В.И. Карпенко и др. Заявл. 26.02.2008, опубл. 27.05.09 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=37550073 (дата обращения: 28.11.2020).

11. Кузнецов Ю.И., Игошин Р.В., Сизая О.И. Ингибиторная защита стали от коррозии в пластовой воде // Коррозия: материалы, защита. 2009. № 2. С. 22–26.

12. Патент № 2517709 РФ. Нейтрализатор сероводорода и способ его использования / А.М. Фахриев, Р.А. Фахриев. Заявл. 13.02.2013, опубл. 27.05.2014 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=37447570 (дата обращения: 28.11.2020).

13. Колотыркин Я.М., Флорианович Г.М. Аномальное растворение металлов. Экспериментальные факты и их теоретическое толкование // Защита металлов. 1984. Т. 20. № 1. С. 14–24.

14. Маршаков А.И., Рыбкина А.А., Чеботарева Н.П. Об эффекте аномального растворения металлов: кинетика растворения железа в кислых сернокислых электролитах при катодной поляризации // Защита металлов. 1997. Т. 33. № 6. С. 590–596.

Газовая промышленность № 12 2020

Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь

Читайте в номере:

Автоматизация

Новые технологии и оборудование

HTML

HTML

Переработка газа и газового конденсата

Подготовка кадров

HTML

Подземное хранение газа

HTML

Ремонт и диагностика

HTML

HTML

Сжиженный природный газ

Спецпроект. Регионы – нефтегазовому бизнесу

HTML

HTML

Стандартизация и управление качеством

HTML

Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов

Цифровизация

HTML

Экология

Подписывайтесь на нас