Территория Нефтегаз № 3-4 2022
![]() |
Купить
Открыть PDF для рекламодателей
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Бурение
Добыча нефти и газа
Литература:
-
Вафин Т.Р. Совершенствование технологий водогазового воздействия на пласт на нестационарном режиме: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук; Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти. Бугульма, 2016, 122 с.
-
Муслимов Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан: геология и разработка нефтяных месторождений. Казань: изд-во «Фэн», 2007. 316 с.
-
Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие для вузов. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008. 615 с.
-
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008. 296 с.
-
Иванова А.А., Митюрев Н.А., Шилобреева С.Н., Черемисин А.Н. Обзор экспериментальных методов исследования смачивающих свойств пород нефтяных коллекторов // Физика Земли. 2019. № 3. C. 135–149. DOI: 10.31857/S0002-333720193135-149.
-
Горелкина Е.И. Оценка сравнительной эффективности насосно-эжекторной системы для повышения нефтеотдачи пластов // Научный журнал Российского газового общества. 2021. № 4 (32). С. 28–35.
-
Дроздов А.Н., Дроздов Н.А., Горбылева Я.А., Горелкина Е.И. Применение струйных аппаратов в нефтепромысловом деле. М.: «Спутник +», 2020. 391 с.
-
Калинников В.Н., Дроздов А.Н. Методика выбора аэродинамической схемы эжектора для закачки водогазовой смеси в пласт // Нефтяная провинция. 2021. № 3 (27). С. 128–140. DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2021.3.128-140.
-
Дроздов Н.А. Исследование фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водогазовыми смесями и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: автореферат дисссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук; РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. М., 2012. 24 с.
Защита от коррозии
Литература:
-
Колотовский А.Н., Кузьбожев А.С., Агиней Р.В. и др. Оценка поврежденности подземных трубопроводов на основе данных ВТД перед капитальным ремонтом изоляции // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2009. № 3. С. 26–30.
-
Шамшетдинова Н.К., Петров Н.А., Фатрахманов Ф.К. и др. Анализ «подпленочной» коррозии по актам обследования газопроводов в шурфах // Коррозия: материалы, защита. 2006. № 12. С. 37–43.
-
Norsworthy R. Causes of External Corrosion on Coated and Cathodically Protected Pipelines. NACE – International Corrosion Conference Series. 2009.
-
Norsworthy R. Non-Shielding Coatings: New Regulations // World Pipelines. 2010. Vol. 10. No. 2. P. 37–41.
-
Петров Н.Н., Коваль Т.В., Фалина И.В. и др. Повышение эффективности противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов с использованием интеллектуальных покрытий // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 9. С. 30–34.
-
Патент РФ № 2578243, МПК F16L 58/04. Способ диагностирования скрытого коррозионного дефекта: № 2015111553/06: заявл. 30.03.2015: опубл. 27.03.2016 / Н.Н. Петров, И.В. Фалина, Р.В. Горохов и др.; заявители Н.Н. Петров, Т.В. Коваль, И.В. Фалина и др.
-
Патент РФ № 2666917, МПК F16L 58/12, C23F 13/00, C08L 95/00. Способ противокоррозионной защиты катодно-поляризуемых подземных металлических сооружений с битумно-полимерным слоем мастики в изолирующем покрытии и битумно-полимерная мастика для изолирующего покрытия катодно-поляризуемых подземных металлических сооружений: № 2017122742: заявл. 28.06.2017: опубл. 13.09.2018 Бюл. № 26 / АО «Делан», Н.Н. Петров; заявители Н.Н. Петров, С.Н. Макаров, С.Б. Фахретдинов, М.К. Тен.
-
Патент РФ № 2541085, МПК F16L 58/04, C23F 13/08. Способ защиты катодно-поляризуемых металлических конструкций и сооружений, покрытие для защиты металлических конструкций и сооружений, электрохимически активный композиционный и гидроизоляционный низкоомный материалы для защиты металлических конструкций: № 2014109936/06: заявл. 14.03.2014: опубл. 10.02.2015 Бюл. № 4 / Н.Н. Петров, И.В. Фалина, Р.В. Горохов и др.; заявители Н.Н. Петров, И.В. Фалина, Р.В. Горохов и др.
-
ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии: государственный стандарт Российской Федерации. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200001879 (дата обращения: 14.04.2022). Текст: электронный.
-
ГОСТ 9.402-80. Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием: государственный стандарт Союза ССР. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003954 (дата обращения: 14.04.2022). Текст: электронный.
-
Mahdavi F., Forsyth M., Tan Mike Y.J. Techniques for Testing and Monitoring the Cathodic Disbondment of Organic Coatings: An Overview of Major Obstacles and Innovations // Progress in Organic Coatings. 2017. No. 105. P. 163–175.
-
Петров Н.Н., Коваль Т.В., Шельдешов Н.В., Буков Н.Н. Эффект противоиона в защитной влагочувствительной сэндвич-системе эпоксид-полиэлектролит/эпоксид-углерод // Физикохимия поверхности и защита материалов. 2017. Т. 53. № 1. С. 96–102.
-
Петров Н.Н., Аловягина А.С., Грицун Д.В. и др. Влияние противоиона в вводимом диатомитовом ионообменнике на адгезионную долговечность противокоррозионных битумно-неорганических систем // Журнал прикладной химии. 2021. Т. 94. № 2. С. 264–270.
Насосы. Компрессоры
Для добычи нефти сегодня широко применяются электроприводные лопастные насосы. При этом разные фирмы разрабатывают и рекламируют использование в этих насосах ступеней с существенными конструктивными отличиями. В статье приводятся результаты стендовых испытаний трех конструкций ступеней установок электроприводных лопастных насосов. Анализ этих результатов позволяет уточнить области применения различных конструкций ступеней электроприводных лопастных насосов по соответствующим критериям, к которым, в частности, относятся допустимое свободное газосодержание на приеме насоса, напорность ступени, коэффициент полезного действия и др. Проведено сравнение ступеней по критерию влияния свободного газа на рабочие характеристики. Для стандартных конструкций ступеней предлагается ограничить их использование в скважинах с содержанием газа на приеме более 5 %. Для ступеней с полуоткрытыми рабочими колесами (диспергирующие ступени) областями применения могут быть скважины с содержанием в жидкости газа до 15 % включительно. Для осецентробежных ступеней с открытыми рабочими колесами также допускается содержание свободного газа до 15 %, при этом данные ступени предпочтительны для работы в скважинах со сложной инклинометрией.
Литература:
-
Павлихина А.Н. Экспертный подход к механизированной добыче // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2019. № 4. С. 92–96.
-
Патент № 2309297 Российская Федерация, МПК F04D13/10, F04D31/00, F04D29/22. Рабочее колесо погружного насоса, предназначенного для подъема газовых флюидов: № 2004129596/06: заявл 04.03.2003: опубл. 27.10.2007 / Бейкер Хьюз Инкорпорейтед; заявитель Линь Као.
-
Патент № 2376500 Российская Федерация, МПК F04D13/10, F04D29/22. Рабочее колесо ступени погружного центробежного насоса: № 2008109115/06: заявл. 07.03.2008: опубл. 20.12.2009 / ЗАО «Новомет-Пермь»; заявители Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю., Рабинович А.И. и др.
-
Патент № 2449176 Российская Федерация, МПК F04D13/10, F04D29/22, F04D29/02. Ступень погружного многоступенчатого центробежного насоса: № 2010128822/06: заявл. 12.07.2010: опубл. 27.04.2012 / ОАО «Алнас»; заявители Поливода А.А., Трулев А.В., Ложкина И.Н. и др.
-
Патент № 2638244 Российская Федерация, МПК F04D13/10, F04D29/22, F04D29/02, F04D31/00. Ступень погружного мультифазного насоса (варианты): № 2016140821: заявл. 17.10.2016: опубл. 12.12.2017 / ООО «Ижнефтепласт»; заявители Меркушев Ю.М., Краев А.В., Виноградов О.Н.
-
Hirth B., Waygood R., Julstrom P. et al. Case Study – Performance Evaluation of a Helico-Axial Multiphase Pump in a CO2 Flood // ESP Workshop, Houston, Texas, 2005.
-
Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Соколов Н.Н. Перспективные конструкции ступеней центробежных насосов для добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2006. № 6. С. 92–97.
-
Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Балака Н.Н. Новые возможности центробежных насосов для добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2007. № 6. С. 82–85.
-
Патент № 180414 Российская Федерация, МПК F04D13/10, F04D3/00. Ступень погружного многоступенчатого лопастного насоса: № 2017129833: заявл. 23.08.2017: опубл. 13.06.2018 / ООО «Центр образования, науки и культуры им. И.М. Губкина»; заявители Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др.
-
Бортников А.Е., Ивановский В.Н., Кузьмин А.В. и др. О возможности эксплуатации боковых стволов малого диаметра установками электроцентробежных насосов с открытыми рабочими колесами на примере месторождений ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 28–32.
-
Ивановский А.В., Деговцов А.В., Соколов Н.Н. и др. Результаты опытно-промысловых испытаний установок электроприводных лопастных насосов с открытыми рабочими колесами на объектах ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 1–2. С. 56–62.
-
Патент № 129638 Российская Федерация, МПК G01M1/00. Стенд гидравлический вертикальный для снятия гидродинамических характеристик ступеней электропогружных насосов: № 2012157437/28: заявл. 27.12.2012: опубл. 27.06.2013 / ООО «Центр образования, науки и культуры им. И.М. Губкина»; заявители Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др.
-
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Основы конструирования, расчета и стендовых испытаний рабочих ступеней электроприводных лопастных насосов для добычи нефти. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2020. 243 с.
-
Герасимов И.Н., Деговцов А.В., Долов Т.Р. и др. К вопросу о деградации рабочих характеристик электроприводных лопастных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2020. № 3 (117). С. 14–20. DOI: 10.33285/1999-6934-2020-3(117)-14-20.
-
Долов Т.Р., Донской Ю.А., Ивановский А.В. и др. К вопросу о зависимости характеристик ступеней лопастных насосов от условий испытаний // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2020. № 2 (116). С. 23–26. DOI: 10.33285/1999-6934-2020-2(116)-23-26.
Литература:
-
ГОСТ 31835-2012. Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200102594 (дата обращения: 13.04.2022). Текст: электронный.
-
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В. С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 824 с.
-
Ишмухаметов Б.Х. Совершенствование штангового скважинного насоса для добычи обводненной нефти из глубоких скважин: специальность 05.02.13 «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль): диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», 2018. 103 с.
-
Пирвердян А.М. Вопросы гидродинамики техники нефтедобычи: автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: Институт механики Академии наук СССР, 1952. 28 с.
-
Долов Т.Р. Исследование работы клапанных узлов скважинных штанговых насосных установок: специальность 05.02.13 «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль): диссертация: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2017. 138 с.
-
Новые технологии и оборудование
Литература:
-
Беликов С.В., Сергеева К.И., Карабаналов М.С., Россина Н.Г., Попов А.А. Изучение структуры неметаллических включений в стали марки 13ХФА
и их влияния на инициирование процессов питтингообразования // Фундаментальные исследования. 2012. № 11–2. С. 367–372. -
Беликов С.В., Сергеева К.И., Ашихмина И.Н., Степанов А.И. Изучение закономерностей структурообразования при термообработке нефтепроводных труб повышенной эксплуатационной надежности из стали 13ХФА // Проблемы черной металлургии и материаловедения. 2012. № 4. С. 43–48.
-
Завалищин А.Н., Кожевникова Е.В. Влияние технологии непрерывной разливки на структуру низколегированной стали на различных этапах производства // Металлург. 2017. № 12. С. 13–19.
-
Иоффе А.В., Тетюева Т.В., Ревякин В.А., Борисенкова Е.А., Князькин С.А., Денисова Т.В. Коррозионно-механическое разрушение трубных сталей
в процессе эксплуатации // Металловедение и термическая обработка металлов. 2012. № 10 (688). С. 22–28. -
Лисиенко В.Г., Титаев А.А., Нурмухаметова М.Р. Выбор режимов термической обработки нефтегазопроводных труб моделированием с учетом теплопереноса // Сталь. 2015. № 8. C. 62–66.
HTML
Актуальность
Надежность трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Отказы магистральных трубопроводов приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу предприятий, усложняют жизнь городов и целых областей. По этой причине обеспечение их надежной работы – одна из основных задач при эксплуатации. Получение комплекса высоких механических и эксплуатационных свойств сварных труб в современных производственных условиях невозможно без применения научно обоснованных режимов термической обработки, прокатки, формовки. Сварные трубы по сравнению с бесшовными характеризуются низкой себестоимостью, размерной стабильностью, высокой коррозионной стойкостью основного металла и возможностью изготовления труб различного типоразмера. Для того чтобы корректно провести выбор режима обработки для каждой конкретной марки стали, необходим сбор большого количества экспериментальных данных, что решается применением систем гибкого управления режимами обработки, основанных на моделировании с использованием современных программных продуктов, созданных на основе конечно-элементного анализа, позволяющих посредством проведения компьютерного моделирования совершенствовать технологию изготовления того или иного изделия.
Постановка задачи
Потребители дополнили и без того широкий комплекс нормируемых показателей для трубных заготовок новыми, характеризующими коррозионную стойкость [4]. Для изготовления горячедеформированных труб повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости для нефтегазопроводов применяется конструкционная высококачественная сталь 13ХФА. Такие трубы отличаются повышенной стабильностью механических характеристик, низкой температурой вязко-хрупкого периода, повышенной стойкостью к коррозии, стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию и образованию водородных трещин. Опыт эксплуатации показывает, что разрушение трубопроводов, как правило, связано не с недостаточной прочностью металла, а с его низкой вязкостью или коррозионной стойкостью [2].
Решение задачи
Несмотря на многочисленные работы [5], касающиеся методов повышения прочностных и пластических свойств, коррозионной стойкости и хладостойкости сталей для нефтегазотрубопроводов, остается недостаточно разработанным вопрос взаимосвязи перечисленных свойств. Проведение комплексного исследования позволит осуществить научно обоснованный выбор режимов обработки низколегированной стали 13ХФА для формирования структурного состояния, обеспечивающего комплекс повышенных свойств. В настоящее время отсутствует однозначная оценка влияния режимов послесварочной термической обработки и структуры сварных соединений на их склонность к коррозионно-механическому разрушению.
В качестве объектов исследований при решении задач повышения коррозионной стойкости сварных соединений труб использовали рулонный прокат с дополнительным субструктурным и фазовым упрочнением методом контролируемой прокатки (сталь 13ХФА).
Исследования выполняли на трубах 530 16 мм из стали 13ХФА. В работе использовали такие традиционные методы исследований, как металлографический анализ, механические испытания, фрактографический анализ изломов.
Выводы
Показаны принципы и технологические пути получения труб со сварными швами, близкими по структурному состоянию и, соответственно, механическим свойствам и коррозионной стойкости свариваемого металла, что позволяет добиться высоких показателей, соответствующих классу прочности К52.
Попутный нефтяной газ
В конце 2021 г. пятилетие надежной и эффективной эксплуатации отметил энергоцентр собственных нужд (ЭСН) «Уса» – крупнейший ЭСН на месторождениях Республики Коми.
25 ноября 2016 г. компания «ЛУКОЙЛ-Коми» ввела ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном месторождении (фото 1). Строительство провело ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг». Применение основного оборудования отечественного производства и использование инновационных технологий на всех этапах строительства позволили завершить проект за 14 месяцев. Основное и резервное топливо для ЭСН – попутный нефтяной газ (ПНГ). Мощности энергообъекта рассчитаны на потребление 170 млн м3 ПНГ в год.
Проект осуществлен в интересах развития производственной деятельности на Денисовском лицензионном участке. Энергоцентр «Уса» решает несколько задач, в числе которых:
-
покрытие электрических нагрузок в условиях сетевых ограничений;
-
выработка тепловой мощности для собственных нужд;
-
обеспечение технологических потребностей в паре для закачки в пласты;
-
сокращение затрат на потребляемые энергоресурсы;
-
уменьшение зависимости предприятия от тарифной политики на рынке электроэнергии;
-
снижение нагрузки на окружающую среду и улучшение экологической обстановки на промыслах.
Таким образом, возможности ЭСН наряду с увеличением объемов полезного использования ПНГ обеспечивают рост добычи углеводородов и энергетическую автономность Усинского, Баяндыского и Восточно-Ламбейшорского месторождений.
Установленная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 100 МВт, тепловая мощность – 120 Гкал / ч.
HTML
ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Энергоцентр состоит из четырех когенерационных энергоблоков, каждый из которых выполнен на основе газотурбинной установки (ГТУ) ГТЭ-25ПА с редуктором и турбогенератором мощностью 25 МВт. Количество одновременно работающих ГТУ зависит от потребности объектов месторождений в электроэнергии на текущий момент.
В качестве привода синхронного турбогенератора в составе ГТУ применен газотурбинный трехвальный двигатель ПС-90ГП-25А (фото 2). Его конструкция позволяет проводить визуально-оптический и специальные виды контроля деталей газовоздушного тракта, что дает возможность эксплуатировать привод по техническому состоянию. Предусмотрена возможность замены всех комплектующих агрегатов, отдельных деталей и сборочных единиц двигателя.
Генерирующее оборудование размещено попарно в двух корпусных зданиях (машинных залах), соединенных общим переходом с операторной, что соответствует компоновочным решениям, ранее принятым и хорошо зарекомендовавшим себя на объектах ПАО «ЛУКОЙЛ». Каждый энергоблок оснащен системами автоматизированного управления и контроля, обеспечивающими централизованное управление на всех этапах эксплуатации.
Отличительной особенностью проекта является горизонтальное направление выхлопа турбин (рис. 1). Наряду с блочно-модульным исполнением энергоагрегатов это позволило существенно сократить сроки строительства ЭСН и снизить расходы на монтаж оборудования.
ГЕНЕРАЦИЯ ТЕПЛА
Генерируемая на ЭСН тепловая энергия служит для увеличения нефтеотдачи пластов. В качестве нефтевытесняющего рабочего агента здесь используется водяной пар.
На энергоблоках установлено четыре котла-утилизатора (КУП) тепловой мощностью по 30 Гкал / ч. Эти КУП сопряжены с ГТУ, нагрев воды и выработка технологического пара происходят за счет высокой температуры выхлопных газов турбин (порядка 600 °С). Производительность каждого КУП составляет 40 т / ч.
Полученный в котлах-утилизаторах рабочий агент по системе трубопроводов распределяется по специальным паронагнетательным скважинам и закачивается в пласты под давлением ≈2 МПа и с температурой ≈200 °С.
В итоге когенерационный цикл обеспечивает комбинированную выработку энергии, высокую топливную эффективность, экологичность и экономичность объекта.
Помимо энергоблоков в структуру ЭСН входит котельная собственных нужд, которая также работает на попутном газе. Она обеспечивает отопление ГТУ-ТЭЦ и предварительный подогрев воды, подаваемой в котлы-утилизаторы.
ПОДГОТОВКА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ТОПЛИВА
Для максимально эффективной конверсии ПНГ и надежной эксплуатации генерирующего оборудования энергоцентра необходима качественная подготовка газа перед его подачей на турбины и котельную. Требуемые параметры топлива по чистоте, температуре, давлению и расходу гарантирует многофункциональная технологическая система «ЭНЕРГАЗ», в состав которой входят блок подготовки попутного газа (БППГ) и дожимная компрессорная станция (ДКС).
БППГ (фото 3) осуществляет сепарацию и фильтрацию общего потока ПНГ, подогрев и редуцирование газа для котельной энергоцентра, а также измерение объема топлива, раздельно идущего на ГТУ и котельную.
Технологическая установка располагается на открытой площадке (внутри легкосборного укрытия), оборудована необходимыми инженерными системами. Режим эксплуатации – автоматический. Пропускная способность БППГ – 24 059 м3 / ч. После предварительной подготовки газ, предназначенный для энергоблоков, направляется в ДКС, которая компримирует его и подает в турбины под давлением 4,5–5,0 МПа.
ДКС состоит из трех компрессорных установок (КУ), выполненных на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Максимальная производительность каждой КУ составляет 21 447 кг / час, что соответствует общему номинальному расходу топлива на все четыре работающие турбины. Фактическая производительность зависит от динамики нагрузки сопряженных ГТУ и контролируется в диапазоне от 0 до 100 %. Для контроля используется специальная двухуровневая система регулирования.
КУ размещаются в отдельных блок-модулях арктического типа (фото 4), снабженных системами жизнеобеспечения и безопасности. Установки дополнительно оснащены потоковыми анализаторами температуры точки росы газа по воде и углеводородам с устройствами для отбора проб.
Процесс газоподготовки осложнен высоким содержанием жидких фракций в исходном ПНГ, поэтому требуемые значения топлива по влажности достигаются в несколько этапов. Сначала попутный газ поступает в сепаратор-пробкоуловитель БППГ, где проходит первичная сепарация и нейтрализуются залповые вбросы жидкости. Затем газ проходит через коалесцирующие фильтры БППГ и фильтры-скрубберы ДКС.
На заключительной стадии применяется метод рекуперативного теплообмена – каждая компрессорная установка оснащена узлом осушки газа, действующим в режиме рекуперации температуры. Для этого в линию нагнетания интегрированы охладитель и подогреватель, которые образуют промежуточный контур и последовательно осуществляют охлаждение газа, отбой и удаление конденсата, подогрев газа. Осушенное таким образом топливо подается в турбины с температурой на 20 °C выше точки росы.
Комплексная подготовка попутного газа в качестве топлива имеет важное практическое значение для эффективной и надежной эксплуатации энергоцентров месторождений.
Материал предоставлен пресс-службой Группы компаний «ЭНЕРГАЗ»
Газотурбинная установка ГТЭ-25ПА разработана АО «ОДК-Авиадвигатель» (Пермь). С 2013 г. агрегат серийно выпускается предприятием «ОДК-Пермские моторы». Основа конструкции ГТУ – турбина ПС-90ГП-25А, самый эффективный энергетический привод российского производства, созданный на базе авиационного двигателя ПС-90А2.
Специальное оборудование
HTML
Одним из осложняющих факторов механизированной добычи нефти из скважин является вынос со скважинной жидкостью на прием насосного оборудования твердых частиц – пропанта и песка. Это приводит к износам, промывам и заклиниваниям скважинного оборудования. Считается, что наиболее эффективным способом очистки скважинной жидкости является фильтрация с применением скважинных фильтров. Чаще всего в составе скважинных насосных установок применяют щелевые фильтры. Однако данный способ имеет существенный недостаток, а именно засорение фильтра в процессе работы. Для его очистки требуется проведение специальных процедур, связанных с остановкой насосной установки и ее промывкой, что требует затрат времени и дополнительного оборудования.
В таблице приведены отличия упругих фильтрующих систем от фильтрующих систем других видов.
Особенностями изделий из проволочно-проницаемых материалов (ППМ) являются:
-
объемная 3D-структура и тонкость фильтрации 3–500 мкм;
-
возможность работы при температурах до 900 °С;
-
стойкость К сульфидно-коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН) и воздействию агрессивных кислотных сред (pH 0–13).
Фильтр из ППМ по сравнению с решеткой Джонсона: -
имеет до семи раз большую скважность при одинаковой площади поверхности;
-
обладает до четырех раз большей пропускной способностью;
-
не создает дополнительного препятствия току жидкости за счет проволок круглого сечения;
-
не подвержен эрозионному износу за счет проволочной структуры.
Проволочная структура фильтрующего элемента за счет гибкости придает ему еще одно ключевое отличие: она позволяет использовать фильтры из ППМ в т. ч. в искривленных скважинах и в других условиях с отклонением от вертикали.
Кроме того, гибкая структура позволяет стенке фильтроэлемента при росте перепада давления изгибаться, давая возможность избежать дополнительных напряжений и задерживать частицы на внешней поверхности фильтрующего элемента под действием перепада давления. При остановке потока жидкости (при остановке насоса либо вследствие циклического режима работы) частицы, находящиеся на поверхности фильтроэлемента, под действием упругих сил сбрасываются с поверхности фильтроэлемента, позволяя ему самоочищаться или регенерировать.
В процессе многолетнего производства фильтрующих элементов из ППМ в ООО «РЕАМ-РТИ» столкнулись с ограничениями технологии производства ППМ, к числу которых относятся:
-
сложность изготовления фильтрующих элементов диаметром более 170 мм;
-
высокая металлоемкость решения для фильтрации частиц менее 5 мкм;
-
необходимость изготовления дополнительной оснастки для освоения новых габаритов фильтроэлементов либо изменения габаритных, что увеличивает денежные и временные затраты.
На основе опыта изготовления ППМ была разработана технология производства фильтрующих блоков из проволочно-проницаемого материала упруго-растянутого (ППМ-УР). Технология позволила сохранить ключевые свойства ППМ и получить дополнительные преимущества, в числе которых возможность:
-
сократить временные затраты на освоение новых типоразмеров фильтрующих блоков;
-
уменьшить затраты на производство блока за счет широкого диапазона применяемых материалов (в т. ч. неметаллических);
-
добиться особо тонкой фильтрации (от 0,2 мкм);
-
сохранить высокую скважность и гибкость конструкции;
-
обеспечить стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением и воздействию агрессивных сред.
ППМ-УР является упругой многослойной структурой, содержащей:
1) внутренний упругий каркас;
2) фильтрующий упругий экран;
3) защитный экран.
Демпфирующий слой упругого каркаса обеспечивает открыто-пористую, упругую и эластичную систему. Задачей упругого фильтрующего экрана является обеспечение заданной тонкости фильтрации.
Структура ППМ-УР позволяет накапливать на поверхности фильтрующего упругого экрана механические частицы, образующие предфильтр, и регенерировать фильтр за счет упругих свойств материала аналогично ППМ.
Наиболее перспективными областями применения ППМ-УР являются:
-
тонкая фильтрация в системах водоподготовки для поддержания пластового давления;
-
улавливание мелкодисперсной пыли в системах газоочистки;
-
предварительная очистка сточных вод;
-
металлургическая промышленность;
-
машиностроение;
-
химическая промышленность.
Для проведения испытаний на тонкую фильтрацию были изготовлены образцы фильтрующих блоков ППМ-УР высотой 150 мм в 4‑м габарите с фильтрующим слоем из политетрафторэтилена (тефлона) с тонкостью фильтрации 2,0 и 0,2 мкм. Проведены испытания на эффективность очистки газа от пыли и на гидравлическое сопротивление. Испытания на тонкость фильтрации были проведены в санкт-петербургской аккредитованной лаборатории «Сатек ТМ» на воздушном стенде компании Palas и гидравлическом стенде лаборатории.
Воздушные испытания на тонкость фильтрации подтвердили номинальную тонкость образца 2,0 мкм при более чем 99,9 %-ной эффективности задерживания частиц. Для образца с фильтрующим слоем с тонкостью фильтрации 0,2 мкм эффективность задерживания частиц размером 0,2 мкм составила 82 %. Для частиц размером более 1 мкм эффективность задерживания составила 99,9 % (рис. 1).
При гидравлических испытаниях максимальный перепад давления достиг 300 кПа при расходе чистой воды 120 л / мин для образца с тонкостью фильтрации 2,0 мкм и 450 кПа при 91 л / мин для образца с тонкостью фильтрации 0,2 мкм (рис. 2).
Испытания также подтвердили способность образцов к регенерации. Так, после двух загрязнений на расходах до 12 л / мин при концентрации пыли 60 мг / л перепад давления на образце с тонкостью фильтрации 2,0 мкм увеличился менее чем на 1 кПа (рис. 2а). Для образца с тонкостью фильтрации 0,2 мкм перепад давления после двух циклов загрязнения увеличился на 10 кПа (рис. 2б).
Таким образом, по результатам испытаний фильтрующих элементов в лаборатории «Сатек ТМ» можно сделать следующие выводы:
1) в ходе гидравлических испытаний было установлено, что образцы фильтрующих блоков БФСР91х67‑002‑150 УФ (2,0 мкм) и БФСР91х67‑0002‑150 УФ (0,2 мкм) сохранили свою целостность на всем диапазоне расходов (от 0 до 120 л / мин). Максимальный перепад давления достигал значения 450 кПа при расходе рабочей жидкости 91 л / мин;
2) в ходе испытаний по загрязнению / регенерации образец БФСР91х67‑0002‑150 УФ загрязняется, наблюдаемый рост перепада давления при расходе 12 л / мин составил 10 кПа при введении 24 г загрязнителя. Наблюдается регенерация фильтра к начальным значениям перепада давления;
3) при испытаниях образца БФСР91х67‑002‑150 УФ не наблюдается роста перепада давления при расходе 12 л / мин при введении 24 г загрязнителя.
Еще одной особенностью ППМ-УР является то, что для борьбы с солевыми отложениями могут применяться как антиадгезионные покрытия ООО «РЕАМ-РТИ», так и агрессивно-стойкие материалы для фильтрующего экрана, изначально не подверженные солевым отложениям.
Фильтрующие блоки из ППМ нашли широкое применение в системах подготовки воды (СПВ) для поддержания пластового давления разработки РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.
На сегодняшний день специалистами достигнуты следующие результаты внедрения технологии.
Количество внедрений:
-
систем подготовки воды – 28;
-
сепараторов песка нефтяных циклонных трубных – 32.
Внедрение проходило в нескольких регионах России, а также на объектах в Казахстане и Румынии.
Модульная система очистки СПВ имеет две ступени фильтрации. На первой ступени поток поступает в циклонный сепаратор (разработка РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), в результате от потока жидкости отделяются механические примеси и попадают в шламосборник, а очищенная жидкость подается на вторую ступень фильтрации.
На рис. 3 представлена общая схема очистной установки РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, изображен принцип промывки 2‑й ступени установки, где применены фильтрующие блоки ППМ 1 и 2. Стрелками показано направление потока жидкости. Без необходимости остановки работы системы благодаря переключению задвижек часть очищенной жидкости поступает через фильтрующий блок 1 в обратном направлении на один из двух блоков 1 и 2, что позволяет эффективно осуществлять обратную промывку.
Специалистами РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была разработана методика проведения натурных стендовых испытаний СПВ. На базе завода-изготовителя был собран стенд, позволяющий моделировать различные условия работы – фильтрацию воды, регенерацию фильтров, очистку шламосборников, в т. ч. в автоматическом режиме. Компоненты стенда – насосный агрегат, перепускной коллектор, расходомер, засыпное устройство, манометр, циклонный сепаратор, блок фильтроэлементов, запорный кран, гибкий резиновый рукав, емкость для модельной жидкости.
Насосный агрегат позволяет создавать поток рабочей жидкости подачей до 2500 м3 / сут и давлением до 1,52 МПа. Засыпное устройство обеспечивает наличие возможности регулировать концентрацию механических примесей и защищает насосный агрегат от износа. Методика и стенд сертифицированы в системе добровольной сертификации «ТЭКСЕРТ».
Результаты проведенных стендовых испытаний первой и второй ступеней очистки позволят лучше изучить режим работы СПВ, настроить системы автоматизации управления, правильно определить моменты необходимости очистки шламосборников, регенерации и замены фильтров, поскольку эти параметры непостоянны и напрямую зависят от свойств очищаемой жидкости, а также содержания механических примесей. Данные работы позволяют повысить надежность и эффективность работы СПВ в течение всего периода эксплуатации.
На рис. 4а-б представлены графики перепада давления гидроциклона и эффективности его работы. Испытания подтвердили высокий коэффициент сепарации в рабочем диапазоне 1000–1250 м3 / сут, при этом перепад давления составляет около 1,01 МПа. На рис. 4в показаны графики перепада давления на второй ступени очистки – для корпуса и блока фильтроэлемента БФСР7А. График на рис. 4г является расчетным и позволяет точно определить момент необходимости промывки фильтроэлементов, т. к. не учитывает сопротивления корпусных элементов СПВ.
Таким образом, модифицированная фильтрующая перегородка из ППМ-УР:
-
за счет применяемых материалов может использоваться в условиях СКРН, высокого содержания солей и воздействия агрессивных сред;
-
обладает высокой скважностью;
-
делает фильтр невосприимчивым к резким перепадам давления и температуры за счет гибкости конструкции;
-
обеспечивает наличие возможности многократной (от 50 циклов) регенерации (восстановления первоначальных фильтрующих свойств фильтра);
-
за счет применения покрытий или материалов с гидрофобными (гидро-, олеофильными) свойствами обеспечивает сепарацию сред;
-
обеспечивает тонкость фильтрации от 0,2 мкм.
Отличия фильтрующих систем
Характеристики фильтрующих систем |
Решетка Джонсона |
Проволочный проницаемый материал |
Фильтр скважинный пенометаллический многослойный |
Проволочно-проницаемый материал упруго-растянутый |
Тип фильтрующей системы |
||||
Щелевые проволочные |
Открыто-пористые |
|||
Вид фильтрующей системы |
||||
Проволочные каркасные |
Проволочные упругие |
Пенометаллические |
Многослойные упругие |
|
Упругие свойства |
Нет |
Да |
Нет |
Да |
Стойкость к воздействию агрессивных сред |
Слабая |
Да |
Слабая |
Да |
Транспорт и хранение нефти и газа
Литература:
-
Сторонский Н.М., Тверской И.В., Сухарев М.Г., Самойлов Р.В. Пути развития газификации. Показатели, критерии выбора и расчеты // Газовый бизнес. 2022. № 1. С. 2–11.
-
Правила подключения (технологического присоединения) газоиспользующего оборудования и объектов капитального строительства к сетям газораспределения: утв. Постановлением Правительства РФ от 13.09.2021 № 1547.
-
О стандартах раскрытия информации субъектами естественных монополий, оказывающими услуги по транспортировке газа по трубопроводам: Постановление Правительства РФ № 872 (с изм. и доп.): утв. 29.10.2010.
-
Об утверждении Правил подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, а также об изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации: Постановление Правительства РФ № 1314: утв. 30.12.2013 (ред. 30.11.2021).
-
В «Газпроме» повышают эффективность работы газораспределительных станций // Газовая промышленность. 2022. № 2 (828). С. 106–107.
-
О состоянии энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации: государственный доклад. М.: Министерство экономического развития Российской Федерации, 2019. 116 с.
-
Сторонский Н.М., Сухарев М.Г., Самойлов Р.В., Тверской И.В., Акоста А.А. Прогноз потребностей в газе – база для обоснования планов развития отрасли // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2021. № 9–10. С. 80–88.
Экономика
HTML
Текущая геополитическая ситуация привела к существенным изменениям в работе большого числа компаний – субъектов малого и среднего бизнеса и внесла значимые изменения в работе поставщиков и подрядчиков нефтегазохимической отрасли. В достаточно короткий срок перед данным сегментом встала задача по переориентированию основных бизнес-процессов. Насколько успешно удастся малому и среднему бизнесу адаптироваться к текущим изменениям, во многом зависит от актуальных финансовых продуктов и услуг, а также мер государственной поддержки. Подробнее об этом расскажет наш собеседник – начальник управления по работе с компаниями малого и среднего бизнеса Департамента развития малого и среднего бизнеса Газпромбанка Вячеслав Сергеевич Колосков.
– Вячеслав Сергеевич, какие услуги на сегодняшний день особенно востребованы среди компаний малого и среднего бизнеса с учетом изменившейся ситуации на рынке?
– Для сегмента малого и среднего бизнеса в банке успешно работает широкая линейка продуктов, удовлетворяющих основные потребности клиентов. На мой взгляд, наиболее важной для клиентов сейчас является работа с надежным банком. Газпромбанк в полной мере решает эту задачу. 2021 год он закончил с рекордным объемом прибыли в размере 95,8 млрд руб. по международным стандартам финансовой отчетности, показатели достаточности капитала находятся на хорошем уровне. Все рублевые и валютные операции банка проходят в штатном режиме. Расчетно-кассовое обслуживание (РКО) для сегмента малого и среднего бизнеса представлено в виде удобной линейки пакетов, начиная с пакета «Только необходимое» до пакета «ВЭД», и позволяет клиентам выбрать оптимальный вариант, исходя из масштабов и задач бизнеса. Выбрав фиксированный тариф, клиент получает возможность управления своими финансами. При этом Газпромбанк не взимает с него дополнительные комиссии за открытие и ведение счета, подключение и обслуживание системы «Клиент-Банк». Кроме того, возможно получить скидку при авансовой оплате пакета услуг за 6 и 12 мес. Эта услуга подключается онлайн. Для клиентов также предусмотрена возможность установления индивидуальных условий по РКО.
– Вы упомянули про внешнеэкономическую деятельность (ВЭД). Удобство работы с банком в этом направлении – это сейчас крайне востребованная тема. Какие новые сервисы Газпромбанк предоставляет своим клиентам – участникам ВЭД?
– В первую очередь стоит сказать о том, что каждому нашему клиенту предоставляются услуги персонального менеджера по валютному контролю. Сотрудники валютного контроля в режиме онлайн осуществляют квалифицированную помощь и консультирование клиентов по вопросам анализа контрактов, предупредительной работы по профилактике и снижению нарушений требований валютного законодательства, а также в решении нестандартных ситуаций. Помимо живого общения с высококвалифицированными сотрудниками банка, для удобства клиентов создан личный кабинет участника ВЭД. В нем реализован широкий функционал, включающий GPI-Tracker, который позволяет узнать статус исполнения валютного перевода банками-посредниками после его отправки по каналам SWIFT, календарь событий валютного контроля, калькулятор ва-лют, обработку моментальных запросов и онлайн-доступ к базе данных Газпромбанка, пользовательские подписки, а также уникальную базу знаний.
– В связи с переориентацией бизнеса крайне актуальным сейчас стал вопрос работы с китайской платежной системой UnionPay. Какие решения для компаний в данном направлении предоставляет Газпромбанк?
– Для бизнеса банк выпускает корпоративные карты платежной системы UnionPay, которые решают основные задачи клиентов, такие как проведение операций безналичной оплаты товаров и услуг в торгово-сервисных предприятиях на территории РФ и за рубежом. В целях учета операций с использованием корпоративных карт они выпускаются к отдельному счету и по выбору клиента. Для карт платежной системы UnionPay возможно открытие счетов в российских рублях, евро, долларах. В скором времени появится возможность открытия счета в китайских юанях.
Отдельно для ваших читателей хотел бы отметить, что работа с поставщиками и подрядчиками Группы «Газпром» является одним из приоритетных направлений, поэтому Газпромбанк предоставляет специальные финансовые решения для поставщиков и подрядчиков нефтегазовой отрасли. Банк является активным участником государственных программ льготного кредитования и субсидирования процентных ставок.
Для бизнеса банк выпускает корпоративные карты платежной системы UnionPay, которые решают основные задачи клиентов, такие как проведение операций безналичной оплаты товаров и услуг в торгово-сервисных предприятияхна территории РФ и за рубежом.
Расчетно-кассовое обслуживание (РКО) для сегмента малого и среднего бизнеса представлено в виде удобной линейки пакетов, начиная с пакета «Только необходимое» до пакета «ВЭД», и позволяет клиентам выбрать оптимальный вариант, исходя из масштабов и задач бизнеса.
Экспертное мнение
В данной статье хочу изложить свое видение «времени» закупщика в контексте момента вовлечения закупочного подразделения при реализации инвестиционных проектов в компаниях.
HTML
ТРИ КИТА ЗАКУПКИ
Тремя китами закупочной деятельности были и остаются качество, цена и срок. В современной литературе есть много рассуждений о других подходах к основополагающим принципам закупочной деятельности. Мне кажется, все они носят философский характер и малоприменимы к закупке компаниями топливно-энергетического комплекса (ТЭК).
Для успешной реализации инвестиционного проекта необходимо выстроить процесс оптимально, т. е. эффективно использовать бюджет (цена, стоимость), время (срок реализации) и ресурсы сотрудников. Эти три фактора тесно переплетены и влияют друг на друга.
Следует отметить, что стоимость материально-технических ресурсов (МТР) при реализации любого инвестиционного проекта, как правило, составляет не менее 50 % стоимости всего проекта. Это, безусловно, говорит о высокой значимости закупок в структуре инвестиционного проекта. Закупка МТР является существенной составляющей любого инвестиционного проекта (ИП) в части его стоимости.
Качество – незыблемый параметр, который мы ставим на первое место. Требования, заложенные в нормативно-разрешительной документации для строительства и эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО), важность соблюдения экологических норм, норм промышленной безопасности, охраны труда (привожу неисчерпывающий перечень) – это то, что определяет безусловную необходимость закупки и поставки МТР исключительно высокого качества. По моему мнению, система менеджмента качества развита в большинстве компаний топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в должной мере.
Второй фактор – это цена (стоимость). Он не всегда является решающим. Зачастую превалирующим критерием при принятии решения может оказаться срок поставки, влияющий на общий срок реализации проекта. При реализации любого инвестиционного проекта срок его реализации (время) – один из важнейших факторов. Несвоевременная поставка в рамках проекта может привести к более позднему вводу объекта (установки) в эксплуатацию. Это неизбежно приводит к ухудшению экономических показателей проекта, а в отдельных случаях может привести к нерентабельности проекта в целом или к невозможности его реализации.
Часто при принятии решения выбор осуществляется исходя не из минимальной цены, а с учетом совокупности критериев (стоимости, срока поставки, набора факторов и рисков, которые могут повлиять на возможность соблюдения прогнозируемых срока и стоимости). Кроме того, говоря о стоимости, необходимо помнить, что для многих видов оборудования справедливой ценой (позволю себе применить данное определение) будет являться совокупная стоимость владения (ССВ). ССВ рассчитывается с учетом значительного количества факторов, таких как:
• стоимость доставки;
• эксплуатационный срок;
• коэффициент полезного действия (КПД) оборудования;
• межремонтный пробег;
• энергопотребление;
• стоимость шефмонтажных работ (ШМР);
• стоимость сервисного обслуживания;
• стоимость запасных частей;
• стоимость эксплуатационных расходов
и многих других показателей и факторов.
Зачастую совокупная стоимость таких факторов (показателей) в пересчете на срок эксплуатации МТР может превышать непосредственно единичную стоимость оборудования (изделия).
Третий основополагающий критерий – это срок. То, на что мы хотим сегодня обратить внимание.
Но речь пойдет не об общепринятом термине «срок поставки», а о более широком толковании понятия.
Компаниями ТЭК используется большое количество терминов (определений), в т. ч. закрепленных в нормативной документации, относящихся к закупочным процессам, таких как «планирование», «формирование потребности», «проработка потребности», «определение плановой стоимости (плановой цены закупки)», «разработка документации», «выбор поставщика», «проведение инспекционного контроля», «изготовление МТР», «транспортировка (доставка)», «приемка», «шефмонтаж», «монтаж», «пусконаладочные работы», «постмониторинг закупки», «обеспечение соблюдения гарантийных обязательств».
Это далеко не полный перечень терминов (этапов), который так или иначе может быть установлен (обозначен) в нормативно-методической документации (НМД) компании в части закупки МТР.
В зависимости от структуры, степени централизации закупочной деятельности, модели снабжения и специфики деятельности компании, а также нормативных актов, регулирующих закупочный процесс, в различных компаниях перечисленные этапы имеют различную степень приоритизации.
Широко употребляемым термином является «нормативный срок поставки». В различной НМД в данный термин включены различные этапы, от сбора и согласования технических предложений на начальном этапе закупки до входного контроля и приемки как завершающего этапа поставки, который, как правило, связан с осуществлением окончательного платежа поставщику за поставленные МТР.
По моему мнению, зачастую при формировании нормативного срока поставки не учитывается временной интервал, необходимый для предварительной проработки поставки МТР.
Первым этапом нормативного срока поставки в лучшем случае считается момент поступления информации о потребности в виде заявки в закупочное подразделение. То есть, независимо от используемой в компании терминологии, фактически первым этапом закупки принято считать момент оформления потребности в виде поступающей в закупочное подразделение заявки.
И если при осуществлении текущей операционной деятельности такая ситуация может использоваться как функционирующая рабочая модель, то в рамках реализации ИП такое зауженное понимание срока поставки, по моему мнению, является некорректным и зачастую является причиной несвоевременной реализации проекта.
Отсутствие общего понимания и толкования различных терминов и определений, относящихся к закупочной деятельности (ввиду различий в НМД в разных компаниях ТЭК), – одна из причин, порождающих наличие отличающихся точек зрения на время вовлечения (участия) закупочных подразделений в реализацию инвестиционных проектов.
Уже в самих терминах и определениях заложена предпосылка к тому, что закупочное подразделение вовлекается в процесс реализации инвестиционного проекта на позднем, по моему мнению, этапе.
В качестве одного из этапов закупочной деятельности выделяют планирование. Однако под этим термином многие подразумевают лишь непосредственно процесс оформления заявки и направление ее в закупочное подразделение, не до конца понимая, какой период зачастую необходим для формирования конкретной заявки, имеющей максимальное наполнение, содержащей корректные данные, позволяющей непосредственно приступить к проведению процедур выбора поставщика.
При данном понимании терминологии вовлечение закупочного подразделения в реализацию ИП рассматривается лишь в контексте закупки с момента формирования и распределения потребности, тогда как участие закупщиков в планировании и разработке проекта с момента возникновения инвестиционной идеи является одним из факторов, позволяющих максимально эффективно подходить к планированию ИП в части как стоимости проекта, так и сроков его реализации. На сегодняшний день, как правило, если закупочное подразделение и привлекается к планированию на начальных этапах реализации проекта, это сводится к укрупненному анализу стоимости основного технологического оборудования на этапе подготовки документов ИП к утверждению советующими структурами компании.
Само понятие планирования как одного из этапов закупки в узком, на мой взгляд, смысле подробно описано и хорошо реализовано в различных регламентах и документах, в самой структуре взаимодействия между подразделениями компаний.
Я же предлагаю рассматривать понятие планирования в более широком смысле. С моей точки зрения, эффективное и оптимальное планирование невозможно без привлечения закупщика к реализации проекта с момента возникновения инвестиционной идеи.
Опыт реализации инвестиционных идей показал, что очень часто этап планирования от момента возникновения идеи до формирования конкретной потребности длится гораздо дольше, нежели непосредственно процесс закупки, – от момента получения сформированной заявки до поставки и ввода оборудования в эксплуатацию.
Корректное планирование с учетом указанных факторов определяет успешность реализации инвестиционного проекта в целом. А эффективность этого этапа, в свою очередь, напрямую зависит от организации процесса, а именно от того, каких участников и в какой момент привлекают к работе над проектом.
Сегодня закупочное подразделение, как правило, полноценно вовлекается в процесс, когда идея уже сформирована, утверждены основные технические и технологические параметры.
Роль закупщика сводится к анализу набора основных видов технологического оборудования по весу, габаритам и ключевым техническим характеристикам, который проводится фактически по аналогам. Такая оценка осуществляется в крайне сжатые сроки без возможности учета всех рисков и проработки и рассмотрения альтернативных вариантов (технических, логистических), а также без достаточной оценки целой группы рисков, в т. ч. наиболее критичных на сегодняшний день – геополитических, санкционных, финансовых и др. Такой подход не позволяет в полной мере использовать экспертность и опыт сотрудников закупочных подразделений, что в корне неверно.
Можно дискутировать о необходимости включения времени с момента возникновения инвестиционной идеи и времени, которое занимает предварительная проработка заявки на закупку МТР, непосредственно в термин «нормативный срок поставки». Однако не учитывать эти временные интервалы и, самое главное, важность вовлечения закупочного подразделения с момента возникновения инвестиционной идеи в реализацию проекта, по моему мнению, большая ошибка.
В случае если закупочное подразделение вовлекается в реализацию с момента возникновения идеи, то, как правило, в ходе выработки оптимальной (эффективной) модели реализации проекта происходят значительные изменения или пересмотр многих параметров, в т. ч. сроков реализации проекта. Корректируются не только сроки и стоимость реализации ИП, в отдельных случаях изменения затрагивают технические параметры и технологические схемы.
Привлечение на ранних этапах закупочного подразделения позволяет достичь оптимального баланса между желаемыми параметрами проекта и фактическими возможностями, связанными с закупочной деятельностью, такими как логистические ограничения, технологические ограничения по запуску оборудования, фактическая загрузка заводов-изготовителей, факторы, обусловленные реализацией программы импортозамещения и загруженностью площадок заводов-изготовителей, и многими другими.
КТО ВИНОВАТ?
В ходе мониторинга любого ИП выявляется отклонение по срокам реализации в сторону их увеличения. То есть, если отбросить общепринятую «толерантность» в терминах и определениях, происходит срыв сроков реализации проектов. К сожалению, практика таких «сдвигов вправо» практически повсеместна. Неизбежно возникают извечные вопросы русской литературы «Кто виноват?» и «Что делать?».
В подавляющем большинстве случаев изменение сроков ИП в сторону увеличения объясняется при мониторинге проекта в первую очередь поздней поставкой, срывом срока поставки, несвоевременной поставкой МТР.
Самое интересное, что это действительно так. Но! Всегда ли, приводя данные объяснения, мы ставим двоеточие и перечисляем причины, которые привели к таким негативным последствиям?
Предвидя возможные обвинения в желании защитить «честь мундира» службы закупок, заранее соглашусь с неизбежной субъективностью определенных суждений, но искренне надеюсь, что взгляд на описанные проблемы со стороны закупщика позволит получить более полное и объективное представление о существующем процессе инвестиционной деятельности сотрудникам смежных подразделений, внешним контрагентам, будущим сотрудникам компаний (и не только ТЭК), в т. ч. студентам, что в итоге может способствовать более эффективной реализации инвестиционных программ.
Не ставлю задачи дать обоснованный ответ на вопрос, кто виноват в сложившейся ситуации. Одной из целей статьи является попытка наладить диалог или хотя бы дискуссию с заинтересованными сторонами, так или иначе вовлеченными в процессы, связанные с поставкой МТР.
Что касается второго вопроса («что делать?»), надеюсь, имеющийся опыт реализации инвестиционных проектов в области нефтедобычи и нефтепереработки поможет мне сформулировать некоторые предложения.
Над реализацией инвестиционной идеи работает множество сторон. Внутри компании – заказчик, финансовые подразделения, специалисты по оценке рисков, юридические службы, службы корпоративной защиты, пиар-службы и другие подразделения.
Внешние контрагенты – это, как правило, проектные институты, консалтинговые компании, лицензиары, компании, оказывающие услуги в области EPC- и PC(m)-контрактов, государственные органы и т. п.
Процесс от возникновения идеи до формирования пакета документации для вынесения на утверждение инвестиционной компании длится неделями, месяцами, иногда годами.
Одним из этапов подготовки инвестиционного проекта к утверждению для его дальнейшей реализации является разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта, в котором заложены основные стоимостные показатели и сроки реализации.
Следующий шаг после разработки ТЭО – это обсуждение и подготовка к принятию инвестиционного решения. На этом этапе, как правило, и привлекают закупщиков, однако зачастую такое участие или степень этого участия носят весьма условный и поверхностный характер.
Казалось бы, на данном этапе есть все условия для корректировки стоимости, срока, оценки возможностей реализации в части закупки МТР. Есть возможность обсудить эти вопросы и внести замечания. Однако закупщик, как правило, сталкивается со сложностями, в числе которых одной из основных на данном этапе является неполнота информации в части объема закупаемых МТР. Надо отметить, что, безусловно, эта ситуация в подавляющем большинстве случаев объективна, поскольку на рассматриваемом этапе реализации инвестиционного проекта попросту нет достаточных данных для выдачи к проведению оценки положенного объема закупаемых МТР – как оборудования, так и материалов. Как правило, оценке подлежит оборудование длительного цикла изготовления, причем доля его стоимости в общей стоимости закупаемых МТР по отдельным проектам может колебаться от 30 до 80 %. Практика показывает, что экспертное мнение закупщика на данном этапе позволяет существенно скорректировать стоимость проекта в части МТР. Нередко связанные с ИП затраты в части МТР, в первую очередь связанные с ШМР и пусконаладочными работами (ПНР), подготовкой площадок для хранения МТР, привлечением грузоподъемной техники, обустройством логистических маршрутов, необходимостью строительства и обустройства причалов, строительством складских помещений, в т. ч. теплых, специально оборудованных и необходимых для хранения определенных видов товаров, обустройством инфраструктуры, связанной, в свою очередь, с доставкой и хранением горюче-смазочных материалов (ГСМ), как и многие другие, учитываются не в полном объеме или вовсе выпадают из структуры затрат. Такая ситуация возникает именно ввиду несвоевременного привлечения к работе закупочных подразделений, что приводит либо к некорректной оценке, как уже было сказано, либо к полному упущению части неизбежных затрат.
Возникает ситуация, когда сроки, установленные для рассмотрения вносимых на защиту инвестиционных проектов, вынужденно подталкивают к выдаче положительного заключения.
Как решается данный вопрос? Закупочное подразделение во многих случаях идет на компромисс. Проект согласовывают и принимают к реализации.
После этого в течение определенного времени, иногда значительного, в любом случае измеряемого месяцами, закупочное подразделение приступает к работе – и становится понятно, что осуществить закупку согласно ТЭО и утвержденным параметрам ИП невозможно. Такая ситуация может возникнуть по нескольким причинам.
Недостаточно данных
При подготовке к реализации проекта разработчики не всегда, кроме вышеописанных факторов, учитывают важные детали, касающиеся уникальных требований к оборудованию. Специалисты, которые не занимаются закупочной деятельностью на регулярной основе, могут не видеть актуальной ситуации на рынке. Они часто не обладают всей полнотой информации, необходимой для успешного проведения закупки. К такой информации можно отнести:
• производственные мощности и уровень загрузки предприятий в текущий момент времени и прогноз загрузки на весь период реализации инвестиционного проекта;
• текущую способность достаточного количества предприятий реализовать поставку продукции надлежащего качества. Ситуацию с наличием квалифицированных кадров на конкретных предприятиях-изготовителях, объемы реализации аналогичных проектов в других топливно-энергетических компаниях, а также в других крупных компаниях-потребителях (заказчиках) МТР, закупаемых в рамках инвестиционного проекта.
• динамику изменения цен, в т. ч. прогнозные изменения цен на период всего срока реализации инвестиционного проекта;
• наличие и внедрение новых разработок у поставщиков (изготовителей оборудования);
• актуальность логистических маршрутов и многие другие факторы.
Также без вовлечения закупочного подразделения крайне сложно корректно сопоставить и оценить целые группы рисков. Например, как мы видим сегодня, геополитические риски влекут за собой возникновение и изменение существенности влияния логистических рисков. Наглядно это показала ситуация с Covid-19. Такие риски крайне специфичны, выявить и максимально минимизировать их можно лишь в результате постоянной закупочной деятельности и актуализации данных.
Все указанные факторы, как правило, сегодня не в полной мере учитываются при реализации инвестиционных проектов.
Данные устарели
При подготовке ТЭО разработчики (зачастую это проектные институты), как правило, используют опыт проектирования и данные уже реализованных аналогичных проектов. Такой подход эффективен далеко не всегда. Например, каждый проект в нефтепереработке по‑своему уникален, «близнецов» быть не может. Поэтому, учитывая особенности реализации проектов в нефтепереработке, при оценке по аналогам только с учетом возможного изменения локации установки на НПЗ погрешность в оценке может достигать 20 %, а по отдельным объектам и превышать этот уровень.
При определении стоимости проекта по аналогу может возникнуть, к примеру, следующая ситуация.
Инвестиционный проект представляется к защите в ноябре 2021 г. Стоимость проекта рассчитана в 2020 г. по аналогу 2019 г. Объективно, учитывая сложную структуру принятия инвестиционных решений в крупных компаниях, такой разрыв в сроке между разработкой ТЭО и вынесением проекта на утверждение инвестиционным комитетом не является исключением.
Итак, стоимость рассчитана по аналогу 2019 г., т. е. в 2019 г. поставка МТР по объекту-аналогу уже была осуществлена. Фактически МТР закупались и цена на них формировалась в 2015–2016 гг. При этом на некоторые МТР поставщики формировали цены с учетом остатков для собственного производства из имеющихся остатков по ценам 2014 г. На деле получается, что расчет стоимости проекта в 2021 г. произведен на основании цен 2015–2016 гг.
Всегда ли дефляторы, которые применяются при разработке ТЭО, действительно соответствуют рыночной ситуации? В данном случае мы увидели, что разрыв между примененными дефляторами и реальной рыночной ситуацией оказался очень существенным.
Реальная рыночная стоимость зачастую зависит не от процента увеличения стоимости на материалы и другие составляющие себестоимости продукции, а определяется исключительно балансом спроса и предложения.
Таким образом, на момент формирования идеи и разработки ТЭО проект прорабатывается максимально глубоко, в основу проекта положены решения, которые представляются оптимальными, учитывается максимальное количество актуальных обстоятельств, но с момента разработки ТЭО до принятия инвестиционного решения проходит, как было сказано, несколько месяцев, а иногда и лет. За это время многое меняется. Как говорится, «за время пути собака могла подрасти». Изменяются макро- и микроэкономическая ситуация, реалии рынка, логистические маршруты. Растут цены, вносятся изменения в законодательную базу, возникают новые непредвиденные требования к реализации инвестиционных проектов и т. д., в т. ч. экологические, в сфере промышленной безопасности.
Безусловно, в полной мере оценить и минимизировать данные риски невозможно ни в одном проекте, но мне представляется, что учет экспертного мнения закупщика может в значительной степени помочь в решении данной проблемы при условии максимального вовлечения закупочных подразделений на всех этапах реализации ИП с момента возникновения идеи.
Лицензионное соглашение
Еще одной проблемой, по моему мнению, является покупка лицензии без учета специальных (дополнительных) требований лицензиаров. Зачастую лицензия подразумевает обязательную закупку оборудования, материалов, реагентов и других видов МТР у определенного перечня поставщиков, непосредственно у самого лицензиара или у аффилированных юридических лиц. Это существенно ограничивает рынок и может оказать колоссальное влияние на итоговую стоимость реализуемого проекта.
При покупке лицензии часто обращают внимание только на ее стоимость в конкретный момент, не анализируя стоимость продукции у поставщиков из вендор-листа лицензиара, не сравнивая их цены со стоимостью МТР у альтернативных поставщиков и не проводя оценку соотношения стоимости лицензии и МТР, которые необходимо закупить в силу лицензионного соглашения у ограниченного круга поставщиков.
В результате при покупке оптимальной по ценовым показателям лицензии с экономией относительно альтернативного предложения в десятки или в лучшем случае в сотни тысяч условных единиц в дальнейшем приходится переплачивать миллионы условных единиц, производя закупку у поставщиков, фактически навязанных лицензиаром.
Не давая оценки этим факторам с самого начала, не просчитывая дальнейшие этапы, участники процесса сами себя загоняют в строго определенные рамки, попросту говоря, в тупик. По моему мнению, такие ситуации недопустимы, и одной из причин их возникновения является отсутствие экспертного заключения закупочного подразделения на этапе выбора лицензиара и обсуждения условий в закупке лицензионного соглашения.
«Честь мундира»
Разработчики проекта, как правило, не занимаются непосредственно закупкой МТР и не всегда владеют актуальной информацией по многим аспектам закупочной деятельности.
Итак, на определенном этапе реализации ИП возникает уже описанная ситуация: проект готов, утвержден, вступил в стадию реализации, но осуществить его, в т. ч. в части закупки МТР по утвержденным параметрам, невозможно ввиду существенного отклонения от утвержденных параметров.
В таком случае проект должен быть отправлен на повторное рассмотрение, но зачастую возникает ситуация, когда срок актуализации в проект не заложен. Здесь уже наблюдается гонка за показателями и сроками, а также стремление подогнать все процессы под намеченные показатели.
Возникает конфликт интересов. Инициаторы ИП, профильные дирекции и проектные офисы как объективно, так и в силу субъективных причин настроены на реализацию проекта в заложенных параметрах, а закупочное подразделение не имеет возможности произвести закупку с сохранением утвержденных параметров – стоимости и срока.
Следует отметить, что, например, на стадии внесения материалов для утверждения ИП в инвестиционный комитет может возникнуть и обратная ситуация: закупочное подразделение, желая перестраховаться и оценивая предоставленные данные как недостаточные для полной и корректной оценки, дает стоимость закупки МТР с наценкой.
И в том и в другом случае мнения инициаторов проекта (проектного офиса) и закупщиков не совпадают. И здесь в игру вступает психология. Естественно, потратив изрядное количество времени и усилий на проделанную работу, люди начинают воспринимать ее как свое детище. Они не готовы слышать критику, даже если она справедливая. Каждая сторона стремится отстоять «честь мундира» – во что бы то ни стало защитить свой авторитет и результаты трудов.
Вместо сотрудничества во имя достижения единой цели подразделения начинают конфликтовать, вместо того чтобы помогать друг другу достичь результата, тратят время на споры. В итоге опять же срок реализации проекта увеличивается, эффективность работы падает.
ЧТО ДЕЛАТЬ?
Чтобы достичь оптимального результата, закупщиков необходимо привлекать к процессу на самых ранних стадиях, когда проект еще сырой и легко поддается корректировке. Причем уже на ранних стадиях реализации инвестиционных проектов, по моему мнению, следует задействовать не только экспертов, но и других специалистов, имеющих существенный опыт работы в отрасли, способных мыслить критически и благодаря своей компетенции наименее подверженных манипуляциям на рынке.
Совместная работа инициаторов проекта и закупочного подразделения позволяет избежать многих ошибок: объединив свой опыт, они могут более эффективно прогнозировать риски и формировать перечень мероприятий, способных эти риски минимизировать. На сегодняшний день способы минимизации, предлагаемой при реализации инвестиционных проектов в части закупок МТР, зачастую носят декларативный и малоэффективный характер. В каждом конкретном проекте необходимо предусматривать конкретные, точечные меры. Сегодня мы, к сожалению, зачастую сталкиваемся с шаблонами, переносимыми из одних ИП в другие, такими как усиление контроля за сроками поставки, включение в договор ответственности за несвоевременное исполнение договора, проведение претензионной работы и проч. Такой поверхностный подход фактически не способствует снижению рисков, а скорее, наоборот, увеличивает вероятность их появления. Совместная работа на всех этапах, в т. ч. в части возможности выполнения поставщиками обязательств в срок, поможет разработать индивидуальный подход в части минимизации рисков по группам поставщиков и отдельным видам продукции. Квалифицированный закупщик более глубоко погружен в особенности своей номенклатуры, сложности ее производства, нюансы рынка, он располагает более актуальной и достоверной информацией, знает, когда «нельзя» превращается в «возможно», и наоборот.
Если в проекте заявлены сложновыполнимые или избыточные требования, например, технические условия строго определенного изготовителя, что ограничивает конкурентную среду, квалифицированный закупщик должен сообщить об этом инициаторам проекта (проектного офиса) для внесения в проектную документацию соответствующих корректировок.
Кроме того, закупщики – своего рода проводники в мир поставщиков. Они регулярно общаются с широким кругом производителей, инициируют обсуждение новых технических и технологических решений, которые могут в конечном счете существенно повысить эффективность реализации проекта.
Проектант, со своей стороны, может в кратчайшие сроки проанализировать все обстоятельства, указанные закупщиком, и принять оптимальные решения в части проектирования на всех этапах реализации проекта.
Особо хочу отметить, что, по моему мнению, крайне актуально вовлечение в проект на начальной стадии его реализации не только закупочного, но и других структурных подразделений компаний, таких как финансовые и юридические службы, отдел, отвечающий за экономическую безопасность, подразделения, отвечающие за реализацию инвестиционных решений, пиар-службы компании, а также, при необходимости, внешние эксперты.
Тогда все участники инвестиционного процесса будут находиться в одном информационном поле, понимать методики и предполагаемые условия реализации проекта, что в дальнейшем поможет существенно увеличить скорость принятия решений и в значительной мере предупредить риски.
С моей точки зрения, процесс следует сделать общедоступным в рамках компании. С момента возникновения инвестиционной идеи все подразделения компании должны выступать с предложениями и критикой. Открытый диалог позволит выработать более эффективные идеи, обменяться опытом.
Кроме того, по моему мнению, необходимо вовлекать в работу молодых специалистов. Недавно работающие сотрудники смогут наблюдать за работой опытных сотрудников компании и перенимать их опыт. Эксперты, в свою очередь, могут применить в работе свежий взгляд и альтернативные идеи молодых коллег, поскольку в большой компании на протяжении даже порой незначительного времени в силу специфики механизма принятия решений, определенной ограниченности в рамках действующих правил регламента и большого количества информации у старожилов, что называется, замыливается глаз. Определенная зашоренность зачастую не позволяет нам увидеть простые и эффективные решения.
Итак, участие закупочного и других подразделений в оценке и реализации инвестиционного проекта с самых ранних стадий позволит:
• сэкономить время – если параметры проекта изначально согласованы с экспертом из закупочного подразделения, не нужно позже их пересматривать. Отпадает необходимость в дополнительной проработке проекта, а также в корректировке неучтенных моментов и неточностей на более поздних этапах. Все сказанное в первую очередь направлено на экономию времени и соблюдение (и возможное сокращение) общего срока реализации проекта. Как мы уже говорили, на эффективность проекта наибольшее влияние оказывают два основных фактора – цена и срок. Увеличение срока реализации проекта даже на 10–20 % крайне негативно влияет на экономику проекта в целом;
• минимизировать возможные конфликты между участниками инвестиционной деятельности – вовлечение всех заинтересованных сторон с начального этапа формирования инвестиционной идеи поможет созданию команды, обмену опытом и идеями и позволит не только избежать конфликтов, но и способствовать максимальному объединению блоков компании во имя достижения единой цели, что позволяет получить максимальный эффект, в т. ч. от эффективного использования навыков или компетенций каждого из подразделений, вовлеченных в реализацию проекта;
• учесть риски – экспертное мнение закупщика позволяет более корректно рассчитать сроки и стоимость проекта. Квалифицированный закупщик знает, какое время занимает в компании рассмотрение проектов, принятие решений по ним, в т. ч. он следит за динамикой рынка, ситуацией на производстве у изготовителей МТР, анализирует и учитывает многочисленные факторы, которые могут повлиять на реализацию проекта, такие как санкционные риски, транспортно-заготовительные расходы, таможенное регулирование и многие перечисленные в статье факторы. При возникновении существенных изменений он оперативно информирует инициатора проекта о корректировках, способных повлиять на параметры проекта. Обмен информацией между подразделениями дает возможность расширить информационное поле и включить туда всех участников;
• избежать некорректной оценки стоимости проекта – оценивая стоимость проекта, как мы уже говорили, закупочное подразделение часто перестраховывается, давая погрешность (наценку) в 30, а иногда даже в 50 %. Тесное сотрудничество закупщиков, инициаторов проекта и других подразделений, участвующих в организации проекта, позволяет получить максимально объективную оценку стоимости на каждом из этапов его реализации.
Хотелось бы также остановиться на необходимости формирования единого информационного поля при подготовке, утверждении и реализации ИП, в т. ч. в части оценки закупаемых МТР. Мне представляется крайне целесообразным при разработке ТЭО сторонними организациями или силами подразделений компании вовлекать закупочное подразделение в данный процесс, в т. ч. в части обмена информацией о порядке разработки ТЭО, способах его расчета, обоснования, методиках и данных при его разработке.
Возможность ознакомления с проектной документацией избавит закупочное подразделение от необходимости при проверке и согласовании параметров ИП запрашивать документы, тратить время на переписку и добычу информации. Появится возможность сразу сравнивать параметры, имеющиеся у закупочного подразделения и полученные в ходе разработки проекта, в т. ч. ТЭО, которые есть в распоряжении у инициаторов проекта. Также закупщики смогут ознакомиться с методами работы коллег и подчерпнуть из их разработок что‑то новое для себя. Эту информацию в дальнейшем можно будет использовать в других проектах. Кроме того, есть вероятность того, что, анализируя предоставленные коллегами данные, закупщики обратят внимание на неточности в своих собственных расчетах и подвергнут их пересмотру. Данные разработчиков ТЭО могут оказаться более достоверными или корректными, нежели у закупочного подразделения.
Открытость и обмен информацией позволят дополнять и корректировать идеи друг друга и при этом экономить значительное количество времени.
ВЫВОДЫ
Подведем итоги. Чтобы реализовывать инвестиционные проекты с максимальной эффективностью, по моему мнению, необходимо:
• максимально привлекать закупочное подразделение (и другие подразделения компании) к работе над проектом с момента возникновения инвестиционной идеи;
• для оценки параметров проекта выбирать закупщиков-экспертов, обладающих максимальным опытом, нестандартным мышлением;
• привлекать к работе над проектом финансовые подразделения компании, отделы экономической безопасности, юридические службы, службы корпоративной защиты, пиар-службы и другие подразделения на самых ранних стадиях реализации проекта;
• формировать из подразделений команду с учетом человеческого фактора построения отношений между подразделениями компаний;
• поощрять обмен опытом, сделать процесс разработки полностью открытым – дать возможность любому подразделению выступать с открытой критикой и идеями;
• учитывая достаточно большой и успешный опыт компаний ТЭК в реализации инвестиционных проектов, необходимо критически относиться к привлечению сторонних экспертов к разработке ТЭО. Зачастую подразделения компании обладают всеми компетенциями и навыками для самостоятельной разработки основных параметров ТЭО, что может сократить не только издержки компании, но и, самое главное, сроки реализации проекта.
Эксплуатация и ремонт трубопроводов
Литература:
-
СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром». М.: «ИРЦ Газпром», 2008. 79 с.
-
Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Мигунов Д.К. и др. Анализ эффективности применяемых технологий и разработка новых подходов к организации ремонта трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 11. С. 76–81.
Энергетика
HTML
Серия универсальных кабелей «СКАБ» способна максимально закрыть потребности энергетики и нефтегазовой отрасли в кабельной продукции.
Изначально «СКАБ» были задуманы по принципу конструктора, позволяющего комбинировать различные конструктивные элементы в зависимости от потребностей того или иного объекта и на основе сформулированных заказчиком требований. Каждый объект уникален, а значит, и решение подбирается свое, индивидуальное. В любой другой ситуации на разработку нового кабеля ушло бы много времени, а заранее проработанная схема сочетаемости различных элементов и свойств в рамках одного продукта позволяет сделать это в кратчайшие сроки. Безусловно, даже такая ситуация не отменяет обязательных заключительных испытаний, которым подвергается вся кабельная продукция завода. Главная их цель – на практике подтвердить заявленные характеристики готового изделия.
Кабель «СКАБ» применим практически для всех видов промышленности – нефтяной, газовой, нефтехимической, химической и др. Он предназначен, в частности, для передачи данных в системах автоматики, для аналоговой и цифровой связи, интерфейса RS-485.
Кабели «СКАБ-С» для экстремальных условий эксплуатации
Год назад весьма широкая номенклатура «СКАБ» пополнилась новой модификацией – «СКАБ-С». Эти кабели были разработаны с учетом новых требований, предъявляемых к современным системам автоматизации и связи, и позиционируются как изделия для экстремальных условий эксплуатации. Потенциальное число наиболее востребованных вариантов исполнений превышает 1 млн, что дает возможность с уверенностью говорить о закрытии потребностей практически любого промышленного объекта.
Силовые кабели «СКАБ-М»
Изначально серия «СКАБ» была ориентирована исключительно на слаботочные сети. Однако со временем на заводе разработали линейку кабелей, закрывающих нишу силового электроснабжения. Так появились «СКАБ-М». Они предназначены для присоединения к электрическим приборам, аппаратам, сборкам электрических распределительных устройств.
Силовые «СКАБ» благодаря повышенной механической защите могут применяться на объектах нефтяной, газовой и химической промышленности. Маслобензостойкие оболочка и защитный шланг делают их неуязвимыми перед воздействием минеральных масел и других агрессивных сред. Более того, современные материалы внешних защитных элементов обеспечивают стойкость к морской воде и соляному туману, что позволяет применять их в судостроении.
Морозостойкие материалы и токопроводящие жилы 5‑го класса гибкости позволяют монтировать кабель в широком температурном диапазоне – от –50 до 50 °C, а эксплуатировать при температурах от –70 до 90 °C с радиусами изгиба до пяти наружных диаметров кабеля, а значит, этим кабелям подвластны любые климатические условия, в т. ч. арктические широты.
Взрывозащищенные кабели «СКАБ-Вз»
Линейка «СКАБ» включает в себя исполнения, возможные к применению во взрывоопасных зонах. Однако в прошлом году в стенах предприятия были разработаны кабели нового поколения – «СКАБ-Вз» – монтажные для использования в электроустановках с взрывозащитой вида «Взрывонепроницаемые оболочки d». Сердечник и межжильное пространство их заполнены полимерным материалом, не позволяющим проникать и распространяться по кабелю взрывоопасным газам и жидкостям.
Новые исполнения «СКАБ» служат цели усилить безопасность и надежность работы стационарных электрических приборов, аппаратов, удаленных измерительных датчиков и исполнительных устройств во взрывоопасных зонах классов 0, 1, 2, 20, 21, 22, а также в пожароопасных и невзрывоопасных зонах. Благодаря главному конкурентному преимуществу их можно применять на плавучих буровых установках и морских стационарных платформах, а также в шахтах.
ПРЕИМУЩЕСТВА «СКАБ-С»:
-
экстремальная морозостойкость: кабели можно эксплуатировать при температуре до –88 °C, а монтировать – при температуре до –60 °C;
-
стойкость к ультрафиолету, агрессивным средам, плесневым грибам, а в ряде исполнений – к буровым растворам;
-
повышенная помехозащищенность от внешних электромагнитных полей и влияния между соседними парами / тройками / четверками;
-
наличие механической защиты в виде брони, что позволяет прокладывать кабель в грунты самых разных категорий и в местах обитания грызунов;
-
радиусы изгиба – до трех наружных диаметров кабеля – дают возможность монтажа на сложных извилистых трассах.
КЛАССИФИКАЦИЯКАБЕЛЕЙ «СКАБ»:
-
«СКАБ 250» – кабели для систем связи;
-
«СКАБ 660» – контрольные и кабели для систем связи;
-
«СКАБ 1000Пс» – контрольные кабели, силовые кабели, кабели для систем связи, для RS-485 в соответствии с требованиями ПУЭ;
-
«СКАБ-С» – для КИПиА в экстремальных условиях эксплуатации;
-
«СКАБ-М» – для применения в силовых цепях и присоединения к электрическим приборам;
-
«СКАБ-Вз» – для применения во взрывоопасных зонах.
← Назад к списку
- научные статьи.