Газовая промышленность № 9 2016

О том, когда и где впервые начали использовать природный газ, написано уже немало. И про «термоламп» П.Г. Соболевского, осветивший в 1819 г. Конногвардейский бульвар в Санкт-Петербурге, и о том, как в годы войны за два месяца построили 160-километровый газопровод «Бугуруслан – Похвистнево – Куйбышев», используя все, что было под рукой: разобранные каспийские нефтепроводы, трубопрокат, поступивший по ленд-лизу, асбоцементные трубы, когда кончился металл.

В 1943 г. при Совнаркоме СССР было образовано Главное управление газовой промышленности и искусственного жидкого топлива (Главгазтоппром). Начальником был назначен В.А. Матвеев, его заместителем – Ю.И. Боксерман. С этого года (когда добыча «голубого топлива» составила 42 млн м³) газовая отрасль выходит из подчинения нефтяной промышленности. Тогда же, в 1943 г., при Наркомате нефтяной промышленности СССР была создана специализированная Союзная контора «Орг­энергонефть», в задачу которой входили монтаж, пусконаладка, обслуживание и ремонт насосных и компрессорных агрегатов, получаемых по ленд-лизу из США и в качестве репараций из Германии.

Письмо И.В. Сталину о строительстве газопровода «Саратов – Москва»
Прокладка линии селекторной связи на газопроводе «Саратов –Москва», февраль 1946 г. Фото Д. Чернова

Импорт без альтернативы

24 января 1944 г. в Саратовской области было открыто Курдюмское газовое месторождение. Дебит около миллиона кубометров в сутки сыграл решающую роль в принятии решения о строительстве первого в СССР дальнемагистрального газопровода «Саратов – Москва». В связи с протяженностью трассы (600 км) естественного давления газа, под которым он поступает из скважины, оказалось недостаточно. И впервые в СССР были спроектированы шесть компрессорных станций для создания рабочего давления 54 атм: Кологривовская, Ртищевская, Кирсановская, Моршанская, Кораблинская и Гавриловская. Постановление Государственного Комитета Обороны от 3 сентября 1944 г. № 6499 «О строительстве газопровода Саратов – Москва» решало, в частности, вопрос оснащения этих КС газоперекачивающими агрегатами иностранного производства: «Обязать Наркомвнешторг (т. Микояна) в 2-месячный срок рассмотреть и решить вопрос об импорте технологического оборудования… шести компрессорных станций с газомоторными компрессорами производительностью по 1,5 млн куб. м газа в сутки (каждая комплектно со вспомогательным оборудованием), со сроком поставки до 1 декабря 1945 года».

В другом, уже секретном постановлении ГКО № 7051С от 1 декабря 1944 г. «О мерах по ускорению строительства газопровода Саратов – Москва» рассматривались детали поставки из США 25 газотурбинных двигателей Cooper-Bessemer 1591 GMV: «Для приемки оборудования, аппаратуры и строительных механизмов, закупленных на строительство газопровода Саратов – Москва, а также для изучения опыта строительства и эксплуатации дальних газопроводов – командировать в США группу специалистов Главгазтоппрома в количестве 8 чел. и Мосгорисполкома в количестве 2 чел. Наркомвнешторгу обеспечить выезд указанно группы специалистов в США в декабре 1944 года».

(Фото сверху вниз слева на право)

Газовый фонтан на скважине Елшанского месторождения. Саратовская область. Фото О. Кулешова
На строительстве газопровода «Саратов – Москва». Саратовская область. 04.06.1945 г. Фото А. Головачева
Комсомольская бригада М. Лушкиной из колхоза им. Сталина на строительстве газопровода «Саратов – Москва». Саратовская область. Фото А. Головачева

Из 25 американских ГТД, которые прибыли в СССР в 1945 г. одним из ленд-лизовских маршрутов, 24 поршневых агрегата мощностью 735 кВт каждый предназначались для шести компрессорных станций газопровода «Саратов – Москва», а 25-й был отправлен для изучения в г. Горький на завод «Двигатель революции». Там он воспроизводился под маркой 10-ГКН с 1949 по 1991 г. – с мощностью, усиленной до 1000 л. с.

К началу отопительного сезона осенью 1945 г. подключить компрессорные станции не удалось. 10 ноября в докладной записке Совнаркому главный куратор проекта Л.П. Берия предлагает запустить газопровод «Саратов – Москва» без КС: «Москва еще не подготовлена к приему газа в количествах, установленных решением Правительства (1300 тыс. куб. м в сутки). Мосгор­исполком… сумеет принять в конце этого года 130 тыс. куб. м в сутки для удовлетворения снабжения. Для передачи этого количества газа газопро­вод может работать под собственным давлением без компрессорных станций… Прилагаю Заключение по этому вопросу специалистов-газовиков т. Боксермана, Иванова, Зарембо, Палта и др. <…> Для подачи газа в Москву в размере 1 млн куб. м в сутки ( по проекту постановления Совнаркома) надо иметь 9 компрессоров,
2 компрессора уже прибыли в Советский Союз и 8 будут доставлены до 10 ноября с. г. Американцы берутся смонтировать компрессоры в течение двух недель, но нам потребуется больше времени, ввиду новизны этого дела…».

Первый магистральный газ Москва получает в июне 1946 г. Газоперекачивающие агрегаты на компрессорных станциях подключаются к работе с ноября. Поначалу газ поступает с перебоями: в результате применения грязной воды при опрессовке в трубе образуются гидратные пробки. В декабре неисправность устраняют, промывая трубопровод этиловым спиртом. Эшелон со спиртом приходит в Саратов, и к Новому году москвичи получают подарок – стабильное газоснабжение. За этот первый послевоенный год СССР добывает на своей территории 256,5 млн. м³ газа.

(Фото сверху вниз слева на право)

Монтаж дизель-генератора на КС-1 газопровода «Саратов –Москва». Фото Е. Соколова
Постановление ГКО о строительстве газопровода «Саратов –Москва»
Рабочие 2-го участка 6-го района строительства газопровода «Саратов –Москва» у доски показателей строительства. Московская область.1945 г. Фото Неграш
Машинный зал компрессорной станции № 1 газопровода «Саратов –Москва». 02.08.1946 г. Фото Е. Соколова
Прораб Герасименко и техник Сучков согласовывают работы на газораспределительной станции № 1 газопровода «Саратов – Москва». Московская область. Февраль 1946 г. Фото Д. Чернова

Импортозамещение без санкций

В 1948 г., когда добыча газа в СССР достигает 5,2 млрд м³, при Министерстве нефтяной промышленности СССР, возглавляемом Н.К. Байбаковым, создаются две организации, которые становятся исполнителями решений Главгазтоппрома при Совмине СССР, как сейчас бы сказали, генеральными подрядчиками, – Главнефтегаз и Главнефтегазстрой. До них строительствомгазопроводов занималось Главное управление аэродромного обслуживания НКВД.
В этом же году вводятся в эксплуатацию газопроводы «Дашава – Киев» (511 км, диаметр труб 300 мм, бескомпрессорная подача газа объемом 1,7 млн м³/сут) и «Кохтла-Ярве – Ленинград» (длина 204 км, диаметр труб 530 мм, бескомпрессорная подача газа объемом 73,2 млн м³ за первый год эксплуатации).

В Постановлении Совмина от 15 февраля 1948 г. № 348 «О мероприятиях по обеспечению ввода в эксплуатацию газопровода Дашава – Киев», в частности, можно найти сведения о первом применении в отрасли систем КИПиА и неразрушающего контроля сварных соединений рентгеном: «14. Обязать Министерство нефтяной промышленности… выполнить работы по монтажу контрольно-измерительных приборов… на сумму 200 тысяч руб. <…> 16. Обязать Министерство финансов… выделить Главнефтегазстрою и объединению «Укргаз» Главгазтоппрома… по одной ампуле мезатория радия для просвечивания сварных швов с целью контроля качества сварки труб».

(Фото сверху вниз слева на право)

Сварка труб на участке газопровода «Саратов – Москва» в Коломенском районе Московской области. 18.07.1945 г. Фото Д. Чернова
Одна из скважин Елшанского газового месторождения. Саратовская область. 1946 г.
Бригадир К.К. Буц и главный инженер монтажного участка А.А. Никаноров за проверкой монтажа генераторов. Фото Е. Соколова
Пусконаладочные работы на одной из газораспределительных станций газопровода «Саратов – Москва». 1946 г. Фото Д. Чернова
У газовой плиты в одной из московских квартир. 1946 г.

23 декабря 1948 г. в письме Н.С. Хрущева И.В. Сталину первый секретарь ЦК КП(б) Украины просит дополнительно ассигновать 85 млн руб. Главгаз­топпрому для вывода газопровода «Дашава – Киев» на полную проектную мощность до 3,4 млн м³ газа в сутки. Дополнительное финансирование предназначено для приобретения американских ГПА для головных компрессорных станций «Гнездичево» и «Красилово». Необходимо отметить, что Никита Сергеевич не в первый раз обращался к генсеку с подобной просьбой – впервые это случилось в 1945 г. И снова Сталин медлит…

13 февраля 1949 г. Совмин принимает решение продлить газопровод «Дашава – Киев» до Москвы через Брянск. В Постановлении № 689-266 «О мероприятиях по увеличению снабжения газом города Москвы» говорится о диаметре «продолжения» – 500 мм, усилении существующей нитки одной компрессорной станцией в районе Киева, а также о строительстве второй нитки диаметром 500 мм в этом же коридоре и с шестью КС. А ближе к осени решается и вопрос с поставкой ГПА. Пункт 7 Постановления Совмина от 15 августа 1949 г. № 3466 «О мероприятиях по обеспечению строительства первой очереди газопровода Дашава – Киев – Брянск – Москва» гласит: «Обязать министерство тяжелого машиностроения (т. Казакова) изготовить и поставить… газомоторные компрессоры мощностью по 1 тыс. л. с. каждый. В 1949 г. – 
2 компрес­сора, в 1950 г. – 28 компрессоров и в I квартале 1951 г. – 4 компрессора». Таким образом, 1949 г. становится годом начала производства отечественной газоперекачивающей техники на заводе «Двигатель революции» в Горьком, и именно с этого момента берет отсчет первая волна отечественного импортозамещения.

Впереди – освоение производства ГПА мощностью 4 и 5 тыс. кВт на Невском заводе в Ленинграде, использование ресурсных авиационных и судовых газотурбинных приводов, новая волна импорта с открытием нефтегазовых месторождений Западной Сибири – по причине того, что потребности в газоперекачивающей технике втрое превысили тогда возможности советской промышленности.

Об этом и многом другом читайте в материалах исторической рубрики следующего номера. 

Первый советский газопровод «Дашава – Львов», построенный в 1940–1941 годах был и первой экспортной магистралью, способствовавшей послевоенному восстановлению народного хозяйства ПНР. 
  
Для устранения гидратных пробок газопровод «Саратов – Москва» зимой 1946 года промывали метиловым спиртом. Спирт в количестве одного эшелона залили в трубу в Саратове и прогнали до Москвы.     
В 1948 году газопровод «Дашава – Киев» впервые в СССР оснастили системами КИП и провели контроль сварных швов рентгеновским излучением. 
    
Первый контракт по импорту в СССР газоперекачивающих агрегатов был заключен в 1944 году. Это были 25 газотурбинных двигателей Cooper-Bessemer 1591 GMV. 
Первые ГПА отечественного производства появились в 1949 году. Это были 1000-сильные 10-ГКН, сделанные на Горьковском заводе «Двигатель революции» (ныне ОАО «РУМО»).

Н.М. Шверник среди награжденных работников строительства газопровода «Саратов – Москва», Управления эксплуатации газопровода, Управления делами Совета Министров СССР, ЦК и МГК ВКП(б), Мособлисполкома, МВД СССР. Москва. 27.08.1947 г.

Полуторавековую историю добычи углеводородного сырья на Кубани можно условно разделить на три этапа. Первый, длительностью почти 100 лет, характеризовался медленным нарастанием объемов добычи углеводородов и закончился в 50-х гг. ХХ в. Центром добычи нефти и газа в этот период был Нефтегорско-Хадыженский район.

На втором этапе длительностью 40 лет добыча нефти и газа в Краснодарском крае стала более интенсивной. С 1950 г. за 20 лет она возросла почти в 10 раз, достигнув своего максимума – 33,4 млн т. Такой рост был связан с открытием крупнейшего в Западном Предкавказье Анастасиевско-Троицкого нефтегазоконденсатного месторождения и группы крупных газоконденсатных месторождений
на севере и северо-востоке края – Каневского, Ленинградского, Староминского, Березанского и др. В 60-х гг. Краснодарский край был главным поставщиком газа в центральные районы страны.

Третий этап охватывает период 1990–2015 гг. Тогда присутствующим в регионе нефтегазодобывающим компаниям удалось предотвратить резкое падение объема добычи углеводородов и стабилизировать ее на уровне 4,1–4,5 млн т у. т/год. При этом объемы добычи газа в постсоветский период выросли вдвое.

По состоянию на 2015 г. на территории Краснодарского края Министерством природных ресурсов и экологии РФ были учтены и внесены в Государственный баланс запасов полезных ископаемых 154 месторождения с промышленными запасами нефти, газа и конденсата. Из них 124 числятся в распределенном фонде недр, 30 месторождений – в нераспределенном.

Перспективные извлекаемые ресурсы нефти учтены по 32 перспективным площадям в объеме 46,4 млн т. Перспективные ресурсы газа по 15 площадям составляют 123,9 млрд м³, конденсата – 0,421 млн т.

Таким образом, извлекаемые перспективные ресурсы Краснодарского края (суша) насчитывают более 170 млн т у. т. Потенциал извлекаемых ресурсов шельфа Азовского и Черного морей составляет более
2,5 млрд т у. т.

Трубопроводный транспорт и газификация

Транспортировкой природного газа на Кубани занимается ООО «Газпром трансгаз Краснодар». Годовой объем транспортировки «голубого топлива» в регионе приближается к 9,8 млрд м³.

На территории края ООО «Газпром трансгаз Краснодар» эксплуатирует:

• 4,7 тыс. км магистральных газопроводов с шестью КС;

• 219 газораспределительных станций;

• 12 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций.

Среди регионов России Краснодарский край занимает
одно из первых мест по развитию инфраструктуры газоснабжения.

По состоянию на начало 2016 г. на территории края эксплуатируется 50,3 тыс. км распределительных газопроводов и 11,5 тыс. газорегуляторных пунктов.

Транспортировка газа по газораспределительным сетям за 2015 г. составила 8,6 млрд м3/год, в том числе:

• населению – 3,35 млрд м3/год (40 %);

• промышленным предприятиям – 3,93 млрд м3/год (46 %);

• коммунально-бытовым потребителям – 1,21 млрд м3/год (14 %).

Газифицировано:

• 1,8 млн квартир и домовладений (в том числе природным газом – 1,6 млн);

• 1352 промышленных предприятия;

• 25 143 коммунально-бытовых потребителя;

• 264 сельскохозяйственных объекта.

Уровень газификации квартир и домовладений природным газом в Краснодарском крае ежегодно растет и на сегодняшний день превысил 81 % (средний по России – 66 %).

Повышение энергоэффективности технологических процессов на всех этапах транспортировки газа приобретает первостепенную значимость в свете непрерывного роста стоимости энергоресурсов. Успешное решение задач технологического характера на предыдущих стадиях организации процессов транспортировки газа позволило добиться их высокой эффективности за счет внедрения современного оборудования, систем автоматического контроля и управления. Следующая стадия повышения энерго­эффективности должна основываться на глубоком и всестороннем исследовании статистики по эксплуатации имеющихся систем для определения наиболее выгодных режимов как для отдельных единиц, так и для всего парка оборудования [1].

В настоящее время степень автоматизации и мониторинга технологических процессов в газовой промышленности находится на самом современном уровне, накоплены большие объемы информации, достаточной для проведения ретроспективного анализа режимов работы оборудования. Это позволяет выделять наиболее эффективные режимы транспортировки газа и использовать накопленные знания для создания экспертных систем по минимизации затрат на транспортировку газа. Их внедрение в консультационном режиме позволит повысить эффективность эксплуатации существующих систем за счет оперативной адаптации к параметрам функционирования оборудования: объемам перекачиваемого газа, погодным условиям, от которых зависит эффективность работы установок охлаждения, сезонному состоянию грунта. Такие системы позволят повысить эффективность транспортировки газа без дополнительных затрат на модернизацию оборудования.

Функционирование экспертной системы базируется на модели управляемого технологического процесса, которая должна обладать достаточной точностью и низкой вычислительной ресурсоемкостью. Высокое быстродействие модели позволит в оперативном режиме обсчитывать последствия различных действий и принимать управленческие решения.

Вопросам разработки моделей технологических процессов газотранспорта и газораспределения посвящены работы М.Г. Сухарева, Е.Р. Ставровского, А.С. Трофимова, В.А. Сулейманова, В.А. Куцева и др. Разрабатываемые учеными методы ориентированы на решение задач проектирования и расчета систем газотранспорта и газораспределения с учетом требований экономичности и надежности. Используемые эвристические подходы обеспечивают максимальное приближение постановки задач к реальным условиям эксплуатации объектов.

В статье рассматривается задача построения математической модели транспортировки газа по линейному участку газопровода (ЛУГ). Параметры газа – давление, скорость потока, температура – взаимосвязаны и меняются в процессе движения потока по газопроводу. Поступающий на вход линейного участка газ охлаждается, отдавая часть тепла грунту, в котором проложен газопровод. Процесс теплоотдачи зависит от разности температур газового потока и грунта и неравномерен по всей длине участка. В связи с этим для адекватного описания процесса теплообмена необходимо учитывать его пространственную распределенность, а значит, использовать для описания процесса аппарат уравнений математической физики [2].

Традиционные подходы к решению уравнений в частных производных различаются как по точности получаемых решений, так и по вычислительной ресурсоемкости. Аналитические методы [2–4] дают решения с низкой вычислительной емкостью, однако часто ограничены каноническими формами тел, стационарными параметрами моделей. Кроме того, определение физических параметров процесса теплообмена зачастую требует значительных затрат.

Рис. 1. Структурная схема модели линейного участка газопровода

Численные методы (метод конечных элементов и ему подобные) [5, 6] обеспечивают высокую вычислительную точность, учет произвольной геометрии и нелинейных зависимостей параметров от температуры, однако обладают существенной вычислительной ресурсоемкостью и, так же как и аналитические методы, бесполезны без точных значений физических параметров процесса тепло­обмена.

Авторы исследуют возможности нового подхода, опирающегося на численно-аналитическое моделирование процесса теплообмена [7]. Подход основывается на создании модели, учитывающей распределенный характер процесса транспортировки газа, но с ограниченным набором настроечных параметров и последующей идентификацией их по результатам исторических данных эксплуатации магистрального газопровода.

В основу аналитической модели тепловых процессов на линейном участке газопровода положено уравнение теплового баланса для движущегося потока [8], учитывающее изменение скорости потока:

,

0 ≤ x ≤ x₁, t > 0,

с соответствующими начальными условиями и функцией изменения температуры потока на входе. Здесь Θ(x,t) – температура газа в точке x в момент времени t; T_g(x,t) – температура грунта; v(t) – скорость потока газа в газопроводе, зависящая от времени; β – обобщенный коэффициент теплообмена между грунтом и потоком газа, учитывающий геометрию поверхности взаимодействия; x₁ – длина линейного участка газопровода. Температура грунта в каждой точке x – это некоторое усредненное значение температуры, определяющее величину теплоотдачи газового потока. Использование такой модели предполагает постоянство физических свойств газа и грунта, постоянство скорости потока по всему сечению газопровода, одинаковую температуру газа в каждой точке сечения газопровода [9]. Стенка трубопровода принимается теплотехнически тонким телом и не учитывается при создании модели.

Рис. 2. Годовое изменение температуры наружного воздуха на входе и выходе линейного участка газопровода

Температура грунта, влияющая на величину теплоотдачи газового потока, зависит, в свою очередь, от температуры газа и температуры наружного воздуха. Эта зависимость обладает некоторой инерционностью. Очевидно, например, что суточные колебания температуры воздуха практически не приводят к заметному изменению температуры грунта. То есть грунт выступает в роли демпфирующего звена.

Измерение температуры воздуха и газа происходит в нескольких точках: на входе и на выходе линейного участка газопровода. Для расчета температуры газа на выходе линейного участка необходимо знать температурное распределение грунта по всей длине. Это распределение предлагается оценивать по температуре грунта на входе и выходе.

Структурная схема модели линейного участка газопровода представлена на рис. 1. Расчет температуры газа на выходе линейного участка газопровода производится в соответствии с аналитической моделью, в качестве входных параметров выступают скорость потока газа v(t), температура газа на входе линейного участка Q₀(t) и температурное распределение грунта T_g(x,t). Температурное распределение грунта по длине линейного участка газопровода предлагается выражать через температуру в начале и в конце участка.

Рис. 3. Относительное изменение скорости потока газа

Расчет температуры грунта на входе и выходе линейного участка газопровода осуществляется по одинаковому алгоритму, учитывающему температуру наружного воздуха и газа в точке расчета. Температура газа на выходе измеряется по принципу обратной связи (рис. 1). Благодаря итерационному процессу пересчета температур газа и грунта модель сводится к некоторым установившимся значениям, соответствующим реальной ситуации.

В качестве исходных данных для моделирования выступают графики изменения температуры наружного воздуха на входе и выходе линейного участка газопровода – T_a0(t), T_a1(t), а также температуры и скорости потока газа на входе линейного участка – Θ₀(t), v(t). Графики должны содержать значения параметров за несколько суток до момента, в который производится расчет. Тогда, задаваясь прогнозными (желаемыми) значениями параметров в ближайшем будущем, можно получить прогноз изменения температуры газа на выходе линейного участка газопровода.

Численно-аналитическая модель температуры газа может быть реализована в пакете компьютерного моделирования динамических систем, например в MATLAB/Simulink [10].

Для оценки близости модели к реальному объекту использовался интеграл модуля рассогласования выхода объекта Θ₁^*(t) и модели Θ₁(t). В качестве исходных данных для идентификации использовался годовой архив двухчасовых измерений параметров функционирования одного из линейных участков газопровода ООО «Газпром трансгаз Самара». Графики изменения параметров представлены на рис. 2–4.

Относительное изменение скорости потока (рис. 3) рассчитывалось как отношение разности мгновенной и средней скоростей к средней.

На рис. 4 представлены графики изменения температуры газа на входе и выходе линейного участка газопровода, а также результат параметрической идентификации разработанной модели.

Рис. 4. Изменение температуры газа на входе и выходе линейного участка газопровода

Анализ графиков позволяет сделать следующие выводы.

1. В летний период часто наблюдается ситуация, когда мощности установки охлаждения газа недостаточно для поддержания заданной температуры на входе линейного участка газопровода.

2. Несмотря на значительные отклонения температуры газа на входе линейного участка от заданного значения, температура на выходе остается практически постоянной. Это означает, что газ остывает в процессе транспортировки по газопроводу.

3. Разработанная модель обеспечивает достаточное качество прогнозирования поведения температуры газа на выходе линейного участка газопровода в летний, осенний и зимний периоды. В период с середины марта по начало июня результаты моделирования существенно расходятся с реальными данными. Данный период совпадает с периодом таяния снега, повышения влажности земли, что приводит к увеличению теплопроводности грунта и лучшему отводу тепла от газопровода (см. рис. 4, интервал с 75-х по 160-е сут). Для повышения точности модели требуется ввести зависимость обобщенного коэффициента теплообмена  от времени года.

Предложенная модель обладает достаточной точностью. Ее применение планируется при оптимизации режимов работы установки охлаждения газа компрессорной станции на входе газопровода и при решении задач оптимального распределения нагрузки между группой последовательно соединенных компрессорных станций. 

Начиная с 2016 г. во всех га- зотранспортных общес тв ах ПАО «Газпром» введена Про- грамма формирования годовых планов диагностирования и капи- тального ремонта. Она нацелена на снижение средних показателей удельного техногенного риска и вероятности отказа. Данная Про- грамма показала свою эффектив- ность уже на этапе выборочного внедрения в период 2011–2015 гг. на магистральных газопроводах (МГ) в инженерно-геологических условиях I и II категорий сложно-

сти [1, 2]. Динамика поврежде- ний геологической среды, явля- ющейся основанием и защитой линейного сооружения, в усло- виях водонасыщенных, заболо- ченных, глубоко промерзающих и мерзлых грунтов, свойственная условиям III категории сложно- сти и приводящая к отклонени- ям от проектного положения МГ, учитывается косвенно. В первую очередь это связано с методоло- гическими особенностями выбо- ра участков при планировании очередности ремонта.

Основой для формирования плана диагностических и ремонт- ных работ является фактиче- ское техническое состояние МГ, которое выр а ж ае тс я ч ерез комплексный показатель тех-

ся внутритрубной диагностике. Для участков, эксплуатируемых в инженерно -геологических условиях III категории сложно- сти,помимо поврежденности стенки трубопровода необхо-

в основании МГ [4–6]. Коррекция результатов оценки техническо- го состояния с учетом резуль- татов мониторинга простран- ственного положения МГ стала возможной благодаря предло-

Р

нического состояния

МГ

, опре-

димо учитывать развитие зна-

женной авторами методике [7].

деляемый расчетным путем по

результатам диагностирования [3]. При расчете этого показателя наибольший приоритет отдает-

чительных пространственных

деформаций, вызванных нега- тивными гидрогеологическими и деградационными процессами

Суть разработанной методики

Р

состоит во введении поправки к комплексному показателю технического сос тояния .

МГ

Lazarev S.A., JSC Gazprom transgaz Surgut (Surgut, RF)

Pulnikov S.A., Tyumen Industrial University (Tyumen, RF), spulnikov@mail.ru

Sysoev Y.S., Tyumen Industrial University (Tyumen, RF)

Evaluation of the technical condition of the linear part of main gas pipelines in the zones of significant spatial deformation

Safe exploitation of the gas transportation system and the reduction of man-made risks is a top priority of PJSC «Gazprom». To achieve the objectives from 2016 a program of formation diagnosis and overhaul plans implemented. It based on a comprehensive assessment of technical conditions. Under this program, the overhaul priority of the main gas pipeline section is determined by

its actual technical condition, which is evaluated by calculation based on the results of various methods of diagnosis with priority given to in-line inspection, but dynamics of the spatial position is not included. This way has shown high efficiency in areas of geological conditions of I and II categories, but at the sites of III did not lead to significant changes. Therefore, the authors has been developed a new method of technical condition assessment taking into account spatial deformability. To test new method live experiment with measuring of the spatial position was executed. It showed that the deformation component of the pipeline damage can be in large excess over the damage caused by defects in the wall. Inclusion deformation component of the pipeline damage leads to a significant change priority overhaul main gas pipeline section.

KEY WORDS: DIAGNOSTICS PIPELINE, MONITORING OF THE SPATIAL POSITION, THE STRESS-STRAIN STATE, TECHNICAL CONDITION, REPAIR, COMPLEX GEOTECHNICAL CONDITIONS.

0 ∆l, см

–1

–2

–3

–4

–5

–6

–7

k= 2,3

t,ч

∆l, см

3

2

0

t= 102 ч

k

Выходными данными про -

тра деформации трубопровода:

∆lпр – продольное перемещение;

∆lппр – поперечное перемеще-

ние; ∆l – абсолютное продоль-

ное удлинение. Эти параметры

ческой зависимости от времени t или номера марки k. На рис. 1 по- казан пример выходных данных

0 50 0 150

0 2 4

6 8 10 12 14

по I участку.

а б

Рис. 1. Зависимость абсолютного удлинения ∆l I участка: а)от времени, б)от номера марки

Полученное семейство графи- ков для трех параметров для лю- бого момента времени и любой точки на верхней образующей

∆l, см

3

∆li

Участок разбивки

t= 102 ч

6 lппр, см

4

t= 98 ч

используется для оценки изме- нения напряженного состояния. В соответствии с принципом

∆li+1 ∆lппр,i

2 2

Участок разбивки

1 0

∆li+2

независимости действия сил, который следует из линейной теории изгиба балок, напряже- ния от продольных и поперечных деформаций рассматриваются

0 k 2

∆lппр,i+1

k по отдельности.

0 2 4

6 8 10 12 14

0 2 4

6 8 10 12 14

Изменение напряженного со-

стояния, связанное с продольны-

Рис. 2. Схема разбивки I участка на элементы

при расчете локального абсолютного удлинения ∆Li: локальные экстремумы должны совпадать с узловыми точками элементов (∆li и ∆li+2); общая длина элемента

Рис. 3. Схема разбивки I участка на элементы

при расчете локального поперечного перемещения ∆Wппр,i : локальные экстремумы должны совпадать с узловыми точками элементов (∆li и ∆li+1)

ми деформациями (продольное перемещение и абсолютное про- дольное удлинение), анализиро-

не должна превышать 160 м, что требует добавления узла ∆li+1

валось с помощью зависимости

абсолютного удлинения ∆l от номера марки k для нескольких

Эта поправка рассчитывается по уровню тек ущего напря - ж е н н о - д е ф ор ми р ов а н н о г о состояния трубопровода, оце- нив аемому по р езультатам мониторинга пространствен- ного положения. Д ля апро - б а ц ии пр ов е д е н н а т у р н ый эксперимент на МГ «Уренгой – Сург у т – Челябинск» на двух участках в период с октября по ноябрь 2014 г. Цель экспери- мента: оценить значимость на- пряженно-деформированного состояния при планировании ка- питального ремонта МГ в слож- ных инженерно-геологических условиях.

На обоих исследуемых участ- ках МГ в период 2010 –2012 гг. была создана и отлажена систе- ма мониторинга пространствен- ного положения. Мониторинг осуществлялся с помощью вы-

сокоточной геодезической ре- гистрации последовательным способом пространственных координат X, Y, Z ус тройс тв- марок (15 шт. на I участке длин- ной 2,7 км; 10 шт. – на II участке длиной 1,2 км), жестко закре- пленных на трубопроводе с шагом ≈200 м.

Пара ллельно регис триро - валось время измерения про- странственных координат. По- лученные данные переносились в программу PipelineGTM (Сви- детельство о государственной регистрации от 2 февраля 2015 г.

№ 2015611615), выполняющей в автоматизированном режиме аппроксимацию пространствен- ного положения верхней образу- ющей трубопровода кубическим сплайном и приведение времени измерений каждой точки к еди- ному времени.

произвольных моментов време- ни, а каждый участок трубопро- вода был разбит на элементы длиной от 60 до 160 м для ус- ловно прямолинейных (радиус изгиба – более 5000 условных диаметров) и от 20 до 160 м для криволинейных. Здесь важно от- метить две особенности:

чем больше моментов вре- мени попадает под рассмотре- ние, тем более точную картину напряженно-деформированного состояния можно получить;




разбивка на элементы вы- полняется так, чтобы локальные экстремумы соответствующих параметров деформации распо- лагались в узловых точках эле- ментов (рис. 2).

Затем для каждого элемента расс читываютс я лока льные уд линения: ∆Li = ∆li+1 – ∆li,

а по ним вычисляются допол-

нительные продольные напря- P

жения от продольного уд ли-

нения по формулам, приведен- ным в [8].

Для линейной части МГ реко- мендуется рассчитывать напря- жения по параметру «абсолют- ное продольное удлинение». Параметр «продольное переме-

щение» удобнее всего использо- P

вать на участках, примыкающих с двух сторон к неподвижным опорам.

При расчете напряженного состояния по параметрам попе- речного перемещения участки необходимо разбивать непо-

средственно по точкам локаль-

Pε

а

PМГ

б

PВТД

PВТД

L, м

L, м

Рис. 4. Сопоставление максимальных расчетных показателей поврежденности на I участке

ного экстремума (рис. 3).

Для каждого элемента рассчи- тывается локальное поперечное

P

перемещение:

∆Wппр,i = ∆lппр,i+1 – ∆lппр,i,

а по нему – дополнительные про- дольные напряжения от попереч- ного перемещения. Рассчитав максимальные дополнительные продольные напряжения от про-

дольных и поперечных переме- P

щений и продольных удлинений, определяют эквивалентные на- пряжения, а по ним – показатель поврежденности от действия избыточных напряжений Pε для каждого i-го элемента для каж- дого рассмотренного момента времени. Основные положения

Pε PВТД

а

PВТД PМГ

б

L, м

L, м

методики расчета Pε изложены в работе [7].

Среди всех значений Pε (для

Рис. 5. Сопоставление максимальных расчетных показателей поврежденности на II участке

каждого рассмотренного момен-

Р

та времени) на каждом элемен- те отбираются максимальные значения. Затем, основываясь на результатах внутритрубной диагностики, рассчитывают ком- плексный показатель техниче- ского состояния :

МГ

Как видно из рис. 4а, Pε на

78 % протяженности I участка

превышает PВТД. Максимальная разница двух величин наблю- дается на участках 450–600 м, 750–900 м, 1680–1830 м, 1980–

2130 м и составляет более 0,09. Максимальное значение Pε со- ставляет 0,14. Эти факты находят

но распределение его макси-

мальных значений не совпада- ет с показателем поврежден- ности по результатам ВТД: по результатам ВТД наибольшая поврежденность – на участках 0–450 м и 1210–1680 м и не пре- вышает 0,06 (МГ находится в не- исправном работоспособном

РМГ

= 1 – (1 – PВТД)(1 – Pε), (1)

отражение и в результатах рас-

состоянии); с учетом НДС наи-

Р

чета

МГ

(рис. 4б ). Комплексный

большая поврежденность – на

где PВТД – показатель повре-

показатель технического состо-

участках 450–600 м, 750–900 м,

жденности по результатам ВТД.

Р

яния

МГ

с учетом напряженно-

1680–1830 м, 1980–2130 м, 2430–

Наибольшие значения показа-

телей поврежденности PВТД, Pε,

деформированного состояния

(НДС) не только больше по аб-

2730 м и лежит в диапазоне

0,14– 0,16 (МГ находится в не-

РМГ

представлены на рис. 4, 5.

солютной величине, чем PВТД,

работоспособном ремонто -

Р

пригодном состоянии и нужда- ется в капитальном ремонте). Таким образом, общая картина с уммарной повреж деннос ти I участка по показателю в

МГ

большей степени совпадает с

повреж деннос тью по напря- женно-деформированному со- стоянию Pε, нежели по повре- жденности стенки трубопровода PВТД. Это говорит о том, что на данном участке преобладаю- щим фактором технического состояния является уровень на- пряженно-деформированного состояния. Следовательно, на участках МГ, подверженных про-

странственным деформациям, учет Pε в (1) при определении РМГ может существенно изменить порядок планирования очеред- ности ремонта.

На II участке (рис. 5) Pε близ- ко к PВТД и мало отличается от нуля (максимальное значение Pε не превышает 0,03). Здесь по уровню напряженно-деформиро- ванного состояния трубопровод находится в исправном состоя- нии. Несмотря на инженерно-ге- ологические условия III категории сложности, II участок практически не подвержен пространственным деформациям.

Столь существенное различие в поведении трубопровода в схо- жих инженерно-геологических условиях на I и II участках в оче- редной раз подтверждает как практическую невозможность прогнозирования опасных геоло- гических процессов в основании трубопровода по результатам стандартных инженерно-гео- логических изысканий [9], так и необходимость мониторинга пространственного положения и учета напряженно-деформиро- ванного состояния при составле- нии программ диагностирования и капитального ремонта [10].

ЛИТЕРАТУРА

Алимов С.В., Нефёдов С.В., Милько-Бутовский Г.А., Курганова И.Н. Оптимизация долгосрочного планирования диагностики и ремонта линейной части магистральных газопроводов в Системе управления техническим состоянием и целостностью ГТС ОАО «Газпром» // Науч.- тех. сб.«Вести газовой науки». – 2014. – № 1 (17). – С. 5–12.




Мирзоев А.М. Обзор подходов и методов оценки технического состояния линейной части магистральных газопроводов // Электронный науч. журнал «Нефтегазовое дело». – 2012. – № 4. – С. 111–123.




СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции.




Карнаухов М.Ю., Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Исследование процесса формирования эксплуатационного положения протяженных участков МГ Уренгой – Челябинск в сложных гидрогеологических условиях // Газовая промышленность. – 2015. – № (724). – С. 53–58.




Кушнир С.Я., Пульников С.А., Малюшин Н.А., Сенив Д.М. Пространственная устойчивость подземных магистральных трубопроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 1. – С. 51–56.




Кушнир С.Я., Пульников С.А., Серебренников А.А., Сенив Д.М. Устойчивость призм обвалования подземных магистральных нефтегазопроводов // Изв. вузов. – Нефть и газ. – 2010. – № 4. – С. 65–70.




Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Диагностирование протяженных пространственно-деформируемых участков магистральных газопроводов в системе управления техническим состоянием и целостностью ПАО «Газпром» // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2016. – № 4. –

С. 106–115.




Пульников С.А., Лазарев С.А. Оценка напряженно-деформированного состояния прямолинейного участка трубопровода при мониторинге планово-высотного положения // Фундаментальные исследования. – 2016. – № 4–2. – С. 311–315.




Кушнир С.Я., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Пространственная устойчивость подземного магистрального газопровода на обводненных участках трассы // Изв. вузов. – Нефть и газ. – 2012. – № 1. – С. 72–76.




Пульников С.А., Сысоев Ю.С., Карнаухов М.Ю., Лазарев С.А. Проблемы внедрения систем геотехнического мониторинга на объектах газотранспортной системы ОАО «Газпром» // Геотехника. – 2014. – № 5/6. – С. 77–83.

REFERENCES

Alimov S.V., Nefedov S.V., Milko-Butovkiy G.A., Kurganova I.N. Optimization of long-term planning of diagnostics and repair for gas pipelines in the Management system technical condition and integrity for «Gazprom»PJSC // Nauchno-tihnichesky sbornik vesti gazovy nauki. 2012. № 1 (17). С. 5–12.




Mirzoev A.M. Overview of approaches and valuation methods of technical condition of a linear part of main gas pipelines // Neftegazovoe delo. 2012, no. 4, pp. 111–123.




STO Gazprom 2-2.3-292-2009. Rules of determination of technical condition of main gas pipelines by results of intra pipe inspections.




Karnauhov M.Yu., Lazarev S.A., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S. Research of process of forming of operational provision extended sites of Urengoy – Chelyabinsk pipeline in difficult hydrogeological conditions // Gazovaya promyishlennost. 2015, no. S724 (724). pp. 53–58.




KushnirS.Ya., Pulynikov S.A., Malyushin N.A., KarnauhovM.Yu. Space stability of subsurface main pipelines // Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov. 2012, no. 1, pp. 51–56.




Kushnir S.Ya., Pulnikov S.A., Serebrennikov A.A., Seniv D.M. Stability of prisms of ridging of underground main oil and gas pipelines // Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft i gaz. 2010, no. 4, pp. 65–70.




Lazarev S.A., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S. Diagnosing of extended space and deformable sites main gas pipelines in a management system technical condition and integrity of «Gazprom» PJSC // Territorija neftegaz. 2016, no. 4, pp. 106–115.




Pulnikov S.A., Lazarev S.A. Assessment of the intense deformed condition of a straight section of the pipeline at monitoring of planned and high- rise provision // Fundamental research, 2016, no. 4–2, pp. 311–315.




Kushnir S.Ya., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S. Space stability of underground main gas pipeline on flooded sections of the route // Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft i gaz. 2012, no. 1, pp. 72–76.




Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S., Karnauhov M.Yu., Lazarev S.A. Problems of implementation of systems of geotechnical monitoring on a gas transporting objects of «Gazprom»PJSC // Geotehnika. 2014, no. 5–6, pp. 77–83.

Электрическое заземление электроустановок и другого оборудования в условиях многолетнемерзлых грунтов всегда вызывает большие сомнения у разработчиков проектов электрических систем. С одной стороны, большинство проектных норм и справочной информации разработано для районов с умеренным климатом, где многолетнемерзлые грунты встречаются нечасто. Вдобавок большинство грунтов, за исключением горных и песчаных областей, имеют низкое или умеренное удельное сопротивление, позволяя тем самым достичь желаемой электрической проводимости достаточно просто.

С другой стороны, в условиях устойчивой многолетней мерзлоты, в таких районах, как Сибирь и др., грунт промерзает на глубину нескольких метров. Когда почва замерзает, ее сопротивление резко повышается, как показано на рис. 2. Кроме того, возникает такой феномен, как образование наледи на стенках заземлителя, что сказывается на переходном сопротивлении «электрод – грунт».

На графике видно, что при средней температуре 20 °C илистый грунт с глинистыми включениями и небольшим содержанием пылеватых песков имеет удельное сопротивление 50 Ом∙м. Однако уже при температуре –5 °C его сопротивление возрастает до 700 Ом∙м. Стандартный 18-мм заземляющий электрод длиной 3 м в этих условиях будет работать, как показано в табл. 1. 

Рис 1. Электроустановка

ДВА ИСПЫТАННЫХ СПОСОБА РАЗРЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ

Известны два способа достижения низкого сопротивления грунта в условиях многолетнемерзлых грунтов. Каждая технология эффективна по-своему, однако совместное использование этих методов удваивает их эффективность. Первый способ заключается в добавлении в грунт рядом с электродом электролитных минеральных солей. Это предотвращает замерзание грунта вокруг заземлителя, делает почву более электропроводной и позволяет избежать образования наледей на теле электрода заземления.

Исследования, выполненные в многолетнемерзлых грунтах, показывают, что химически обработанная таким образом почва вокруг электрода понижает сопротивление электрода до 90 %, предотвращая промерзание грунта и повышая его проводимость.

Второй способ заключается в замене грунта вокруг электрода материалом с высокой электрической проводимостью. Это уменьшает рост сопротивления по мере промерзания грунта, так как сопротивление почвы возрастает пропорционально ее базовому исходному значению. Идеальной с точки зрения проводимости является смесь материала на основе графита и материала на основе глины. Графитовый компонент обеспечивает высокую электрическую проводимость, в то время как глинистый компонент удерживает влагу рядом с электродом. Эта влага (когда она не мерзлая) способствует уменьшению сопротивления электрода в земле. Используя данные из вышеописанного примера при удельном сопротивлении грунта 50 и 700 Ом∙м, можно увидеть, что всего нескольких электродов достаточно для достижения желаемого результата (табл. 2). 

Рис. 2. Изменение сопротивления грунта с изменением его температуры

СОВМЕСТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДВУХ СПОСОБОВ

Самый простой путь совместного применения этих двух приемов – использовать электрод, заправленный специальной смесью минеральных солей, установив его совместно с активатором «МАГ-2000» (рис. 3.).

Замена грунта вокруг электрода на «МАГ-2000» уменьшит начальное сопротивление электрода земле и удержит окружающую влагу. Таким образом, стремительный рост сопротивления при понижении температуры замедлится или прекратится вовсе. Рассматривая все тот же пример с грунтом с удельным сопротивлением 50 и 700 Ом∙м, можно увидеть, что требуется еще меньше электродов для достижения желаемого сопротивления грунта в 25 Ом (табл. 3).

Таблица 1. Характеристики стандартного заземляющего электрода

Рис. 3. «МАГ-2000» – минеральный активатор грунта

Таблица 2. Характеристики электродов с грунтовой добавкой «МАГ-2000»

Таблица 3. Характеристики электродов

РЕШЕНИЕ «БИПРОН»

ООО «Бипрон» является производителем как заземлителей «Бипрон», так и минерального активатора грунта «МАГ-2000». «Бипрон» — химический заземляющий электрод с наружным диаметром 60,3 мм, заправленный смесью минеральных солей. «МАГ-2000» — высокоэлектропроводный материал, который при затворении водой превращается в гидрогель, не изменяющий своих проводящих свойств в диапазоне температур от –60 до 60 ^оС. Активатор «МАГ» может быть использован в качестве замены окружающего грунта для заземлителей любого типа, включая вертикальные анодные заземлители протяженных анодов и т. п. Совместное использование электрода «Бипрон» и «МАГ-2000» в условиях многолетней мерзлоты значительно уменьшает электрическое сопротивление грунта и повышает работоспособность всей системы, что уже проверено на многих объектах ПАО «Газпром».  

ООО «БИПРОН»

141591, РФ, Московская обл., Солнечногорский р-н, дер. Бережки

Тел.: +7 (495) 988-19-16,

+7 (916) 988-50-00

E-mail: pro@bipron.com 

www.bipron.com

Многолетнее сотрудничество Группы компаний «Специальные системы и технологии» и ПАО «Газпром» – пример эффективного взаимодействия предприятий нефтегазового комплекса с российскими производителями высокотехнологичной продукции. Совместная работа в области НИОКР и технической политики, выработка свода правил в области качества и безопасности продукции обеспечивают «Газпром» надежными российскими системами с гарантированным сервисом. В свою очередь, консолидированное размещение заказов Группы Газпром на оснащение объектов системами электро­обогрева позволяет ГК «ССТ» снизить стоимость этих систем и реализовывать инвестиционные проекты по разработке новых энергоэффективных продуктов для российской промышленности.

Михаил Струпинский,

генеральный директор ГК «ССТ»

ГК «ССТ», основанная в 1991 г., является одним из крупнейших в мире и единственным российским производителем нагревательных кабелей и промышленных систем электрообогрева. На базе ГК «ССТ» сформирован Национальный центр компетенций в области систем электрообогрева. Сегодня ГК «ССТ» – вертикально-интегрированный холдинг, в структуре которого функционируют четыре завода, отраслевой R&D-центр, инжиниринговая компания, Центр промышленного проектирования.

ГК «ССТ» является одним из исполнителей Плана мероприятий по импортозамещению в отрасли энергетического машиностроения, кабельной и электротехнической промышленности, утвержденного Минпромторгом РФ. В соответствии с этим планом ГК «ССТ» реализует ряд программ по замещению импортных систем электрообогрева. В мае 2015 г. был открыт новый производственный комплекс в Софрино, мощностью 36 тыс. км нагревательных кабелей в год. В 2016 г. на базе ОКБ «Гамма», входящего в ГК «ССТ», было запущено серийное производство электропроводящих пластмасс и саморегулирующихся кабелей на их основе. Первое в России производство позволит к 2018 г. полностью заместить нагревательные кабели, произведенные с использованием импортной матрицы. 

Группа компаний «Специальные системы и технологии» сотрудничает с ПАО «Газпром» с 2002 г. Системы электричес­кого обогрева трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования производства ГК «ССТ» установлены на объектах большинства мегапроектов ПАО «Газпром», среди которых – «Ямал», Восточная программа, Континентальный шельф России. ГК «ССТ» является участником Программы импортозамещения, которую реализует ПАО «Газпром».

В 2007 и 2010 гг. система электрообогрева трубопроводов и резервуаров «Тепломаг» и система обогрева магистральных трубопроводов методом СКИН-эффекта ИРСН-15000 были аттестованы ООО «Газпром-

ЭнергоКонтрол» на соответствие федеральным нормам промышленной безопасности и условиям эксплуатации на объектах «Газпрома». Инжиниринговая компания «ССТ-­энергомонтаж», входящая в ГК «ССТ», аккредитована на право выполнения работ по ремонту и наладке оборудования энергохозяйств дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром».

ООО «ССТ­энергомонтаж» 

141008, РФ, г. Мытищи, Московская обл. Проектируемый пр., д. 5274, стр. 7

Тел/факс: +7 (495) 627­72­55

E­mail: info@sst­em.ru 

www.sst­em.r

Насущный бизнес, как правило, недолго остается без исполнителей, и четыре года назад на рынке тревел-услуг появилась компания «ЖилБытСнабКомплект». За относительно небольшое время этому сервисному предприятию удалось централизовать систему командировочных функций и заслужить репутацию фирмы, которая экономит своим клиентам гораздо больше денег, чем зарабатывает сама. Располагая пятитысячной базой официальных партнеров из числа гостиниц и владельцев арендуемых квартир, а также собственной недвижимостью, ежедневно «ЖБСК» размещает от 250 до 420 командированных сотрудников.

– В течение 24 часов мы можем предложить клиентам на выбор квартиры, номера в гостиницах, комнаты в общежитиях в 75 регионах России, – говорит Ильшат Юнусов, директор ООО «ЖБСК». – Места временного проживания подобраны с учетом близости к промышленным объектам. К примеру, ЛПУ, КС, ПХГ и другие объекты ПАО «Газпром» локализованы нами на 95 %.

Сегодня многие предприятия прибегают к услугам тревел-агентств, на постоянной основе бронирующих отели и покупающих билеты. Это существенно упрощает жизнь как командированных сотрудников, так и их руководителей, но не приводит к оптимизации расходов и сроков. Гостиницы, как правило, подбираются лучшие в городе, а не ближайшие к цели командировки, транспортные рейсы также не всегда оптимальны. Вместе с тем альтернативное предложение в виде квартир с равноценным отелям качеством проживания (подобранных с учетом индивидуальных предпочтений, с парковкой, wi-fi, уборкой, стиркой и сменой постельного белья), но при этом расположенных в непосредственной близости от цели визита, способно в два, а иногда и в три раза сократить командировочные расходы.

– Не так давно к нам обратился один из заводов «ЛУКОЙЛ», – продолжает Ильшат Рашидович. – Ежемесячно они отправляют троих специалистов в Санкт-Петербург на 10 дней. До обращения в нашу компанию они останавливались в гостинице, тратя в соответствии с лимитом по 6000 руб. на человека в сутки. То есть 18 000 руб. на всех в сутки, или 180 000 руб. в месяц, или 2 160 000 руб. в год. Мы подобрали нефтяникам трехкомнатную квартиру в минутной доступности от объекта командировки. Стоимость аренды квартиры через нашу компанию составила 5600 руб. в сутки, то есть 56 000 руб. в месяц, или 672 000 руб. в год. Таким образом, экономия на командировках только троих сотрудников «ЛУКОЙЛ» составила 1 488 000 руб. в год. Наше предложение понравилось, и теперь мы начинаем работать с нефтяниками и по другим направлениям.

Другие направления – это встреча и доставка до места проживания, питание, организация вахты. Те, кто работают в нефтегазовой сфере, постоянно или временно находятся в Заполярье и других районах с экстремальным климатом, хорошо понимают ценность предоставляемых «ЖБСК» услуг.

– Бывают у нас и специфические запросы, но мы с ними справляемся не хуже обычного, – рассказывает директор компании. –
Недавно поступила заявка на единовременное размещение 162 человек в пос. Сорум (ХМАО). В кратчайшие сроки был организован выезд сотрудников компании «ЖБСК» для поиска необходимого жилья и заключения соответствующих договоров. Кроме этого были закуплены мебель и спальные принадлежности, организованы трансфер из г. Белоярский и трехразовое питание в столовой. Создавать все условия для комфортного проживания вдали от дома и централизовать комплекс связанных с командировкой действий – вот основной принцип работы ООО «ЖБСК», быстроразвивающейся команды целеустремленных профессионалов. 

420111, РФ, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Пушкина,

д. 30, офис 315

Тел/факс: +7(843) 210-17-15

Е-mail: info@zbsk.ru 

www.zbsk.ru