|
Круглый стол
«Модернизация магистральных трубопроводных систем ТЭК России:
инвестиции и новые технологии»
10 апреля 2013 г.
В.Е. Межевич. Я думаю, мы можем начинать наш круглый стол. Я рад поприветствовать вас на круглом столе «Модернизация магистральных трубопроводных систем ТЭК России. Инвестиции и новые технологии». Готовясь к этому круглому столу, я поднял материалы круглого стола, который мы проводили полтора года назад о магистральном трубопроводном транспорте. Что изменилось за это время, в каком направлении нам необходимо двигаться, какая законодательная работа предстоит для меня, как для законодателя.
Актуальность темы, безусловно, ни у кого не вызывает сомнений, поскольку необходимо обсуждать и надежность, и безопасность систем магистрального трубопроводного транспорта, опыт разработки и реализации инвестиционных проектов, программ технического перевооружения, обеспечения экологической безопасности. На текущем этапе развития нашей страны основой отечественного ТЭК из-за отдаленности базовых месторождений от центров потребления, переработки и точек, где мы осуществляем экспорт углеводородов, является для нас магистральный трубопроводный транспорт. Именно создание эффективной энергетической инфраструктуры занимает одно из приоритетных мест в долгосрочном социально-экономическом развитии страны.
Система магистрального трубопроводного транспорта, созданная сегодня в России, не имеет аналогов сегодня в мире, - безусловно. В настоящее время по магистральным трубопроводам транспортируется практически 100% добываемого газа, 93% добываемой нефти и более 20% продукции нефтепереработки. Я сознательно не хочу останавливаться на цифрах о том магистральном трубопроводном транспорте, который тоже относится к ТЭК. Это магистрали, по которым мы сегодня транспортируем тепло: магистральные теплопроводы, магистрали, от которых зависит жизнедеятельность страны.
Общая протяженность, чтобы мы понимали масштабы ситуации. Протяженность российских магистральных трубопроводов превышает 221 тысячу км, из них 153 тысяч км – это магистральные газопроводы, 70 тысяч км – магистральные нефтепроводы и более 20 тысяч км – нефтепродуктопроводы. Эта система обеспечивает сегодня добычу и транспортировку более 750 млрд. куб. м газа и более 500 млн. тонн нефти в год.
В последнее время реализован целый ряд крупных инфраструктурных проектов, позволяющих диверсифицировать направления и маршруты поставок энергоресурсов. Одно из самых значимых событий – нефтепроводы «Восточная Сибирь - Тихий океан», Балтийская трубопроводная система - 2, газопровод «Северный поток», идут подготовительные работы к реализации проекта газопровода «Южный поток» и нефтепровода «ВСТО-2». Острой остается проблема старения основных фондов газо- и нефтепроводной системы. Износ основных фордов превышает сегодня 60%, без принятия соответствующих мер износ фонда составит 90% и более уже к 2020 году. Возвращаясь к теме магистральных трубопроводов в теплоснабжении, там тоже длительный недоремонт, длительное невнимание к инфраструктуре сегодня привели к ситуации, что, для того, чтобы поддерживать нормальное состояние, мы должны менять трубопроводы – примерно 4% в год от той протяженности, которая существует. Мы меняем и меняли максимум до 2%. То есть, сегодня стоит задача догнать и выйти на некую полочку, которая обеспечивает надежность, мы должны менять 6% в год. Это колоссальные затраты. Примерно такая же ситуация и в нефтегазопроводном секторе.
В качестве основных комплексных задач технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта, реализуемых сегодня трубопроводными монополиями, определены такие направления, как: приведение технического состояния объектов трубопроводного транспорта в полное соответствие с требованиями нормативных документов, обеспечение снижения уровня аварийности и сокращения времени неработоспособности оборудования, повышение экологической безопасности. Активное освоение углеводородного потенциала Восточной Сибири и Дальнего Востока ставит перед нами в очередной раз очень масштабные задачи перед российскими компаниями по строительству оборудования трубопроводов. Одной из важнейших задач развития систем трубопроводного транспорта в России является решение проблемы замещения импортной продукции и технических средств, применяемых при строительстве и эксплуатации. В наших компаниях строительство, реконструкция и эксплуатация объектов в последнее время ведется все больше с использованием отечественного оборудования – труб и материалов, финансируется их разработка и организация производства на российских предприятиях. Реализация проектов по сооружению объектов трубопроводного транспорта вместе с тем должна стимулировать развитие смежных отраслей – машиностроения, металлургии, строительства электротехники для реализации повышенных требований к применяемым технологиям строительного производства, надежности применяемого оборудования.
Перед тем как начинать заявленные доклады и дать слово выступающим, я хотел бы отметить еще один вопрос. Он возник не на ровном месте, мы только что отклонили один законопроект, который был внесен в Государственную Думу. Он был связан с ограничениями при строительстве рядом с газопроводами в зонах отчуждения. Проблема существует, была заявлена в 2011-м году, они никак не изменилась. Муниципальные образования, расширяя свои границы, заходят в зону магистральных трубопроводов. Местные органы самоуправления, выдавая разрешения на строительство отдельных зданий, тоже заходят в зону отчуждения, и соответствующие регламенты еще в Государственной Думе не созданы. Изучая эту тему, мы разобрались и к своему стыду обнаружили, что ни газовой отрасли, ни в нефтяной, нефтепродуктопроводной, ни в теплопроводной, ни в водоснабжении у нас законодательного определения магистрального трубопровода нет. Чем отличается магистральный трубопровод от распределительной сети? Определения у нас нет. Мы обнаружили только один нормативный акт, который действует сегодня в нефтепроводном секторе, который хоть как-то дает определение магистрали. Я думаю, что для нас, как для законодателей, это одна из первых задач, и мы надеемся, что вместе с отраслевым профессиональным сообществом мы такую формулировку и такое разделение сделаем, чтобы это различие присутствовало. Такой законодательный акт должен появиться – чем магистральный трубопровод отличается от теплопровода, какие зоны ограничения должны быть. Эта работа нам еще предстоит, ее необходимо выполнять.
Давайте приступим к заявленной теме, приступим к докладам. Я хочу предоставить слово первому докладчику, Алимову Сергею Викторовичу, первому заместителю начальника Департамента транспортировки, подземного хранения и использования газа в ОАО «Газпром».
С.В. Алимов. Спасибо, Валентин Ефимович за предоставленную возможность выступить с сообщением в этой уважаемой аудитории. Уважаемые коллеги, уважаемая аудитория, газотранспортная система России является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, который развивается с 40-х годов XX века и в настоящее время включает в себя 181 тысячу км, 242 компрессорные станции с установленной мощностью более 48 тысяч мегаватт. Для сравнения, в течение двадцати лет произошел прирост протяженности нашей газотранспортной системы более чем на 40 тысяч км. Результативным был период прошлого года, когда мы ввели в эксплуатацию более 3 тысяч км и 9 компрессорных станций.
Газотранспортная система – это живой, постоянно развивающийся технологический комплекс, необходимость развития и модернизации которого определяется требованиями и тенденциями рынка потребления газа, а также теми экономическими условиями, которые формируются глобальными процессами развития промышленности на уровне отдельных государств и экономических союзов.
В этом заключается коренное отличие ситуации сегодняшнего дня от того, что формировало облик газотранспортных систем 30, 20 и даже 10 лет назад. В нашем понимании, тема модернизации магистральных газопроводных систем - это два взаимоувязанных комплекса работ. Строительство новых участков газотранспортных систем и реконструкция действующих объектов транспортировки газа. Выполненный нами значительный объем технико-экономических обоснований по реализуемым проектам приводит к однозначному выводу о том, что реализация этих двух направлений деятельности должна базироваться на новых передовых технических и технологических решениях, на современном оборудовании. Без этого в существующих условиях невозможно обеспечить необходимый уровень экономической эффективности и инвестиций.
На этом слайде показаны основные проекты развития и модернизации газотранспортной системы. В прошлом году мы рассказывали об этих проектах. Сегодня в озвученном контексте вопроса модернизации магистральных газопроводных систем я остановлюсь на двух проектах, которыми «Газпром» сейчас активно занимается. Первый – это строительство системы магистральных газопроводов «Бованенково–Ухта–Торжок». Второй – система магистрального транспорта газа под общим названием «Южный поток».
Газотранспортная система «Бованенково–Ухта–Торжок» позволит обеспечить транспортировку газа из газодобывающего района в район Ухта и далее по направлению Ухта-Грязовец-Торжок. Протяженность трассы новой газотранспортной системы свыше 4 тысяч км. В перспективе, к 2030-му году объем транспортировки раза с полуострова Ямал может достичь 280-315 млрд. куб. м газа в год. Производительность первого этапа системы «Бованенково» - той, которая состоит из ниток, до 115 млрд. кубометров в год, в дальнейшем – с увеличением до 140 млрд. В районах сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов принята концепция круглогодичной транспортировки газа с отрицательной температурой, главной целью которой является минимальное воздействие на окружающую среду, предотвращение неконтролируемых деформаций местности и самого газопровода в процессе его эксплуатации. Прокладка газопровода предусмотрена преимущественно подземная с применением тепловой изоляции. Установка зданий, сооружений и оборудования выполнена в условиях сплошного распространения многолетнемерзлых грунтов на свайных основаниях с вентилируемым подпольем. При строительстве газопровода использовались высокопрочные трубы диаметром 1420 мм из стали класса прочности Х-80, с внутренним гладкостным покрытием, рассчитанным на рабочее давление 11.8 мегапаскалей. Учитывая отсутствие мировой и отечественной практики, опыта, строительства и эксплуатации подобных газопроводов, не существовало ни нормативной базы на проектирование газопроводов с таким давлением, ни технических требований на проектирование высокопрочных труб, соединительных деталей, рассчитанных на давление 11,8 мегапаскалей, а также материалов и конструкций по сварке.
В «Газпроме» были разработаны соответствующие технические нормы и требования на изготовление труб под предполагаемые технологически параметры. В кратчайшие сроки был подготовлен опытный полигон и проведены полномасштабные испытания опытных партий труб, затем производство этих труб было налажено на ряде отечественных трубопрокатных заводов. Действительно, уникальный случай, и наши зарубежные коллеги были в хорошем смысле поражены теми сроками и теми объемами испытаний и результатами, которые нам удалось достичь на этом полигоне. Он расположен в городе Копейске в Челябинской области.
Компрессорная станция «Байдарацкая» должна обеспечить не только давление, но и температурный режим морского перехода с возможностью отключения его ниток для технического обслуживания. Для этой цели предусмотрен дополнительный резерв мощности компрессорной станции. Переход через Байдарацкую губу Карского моря отличается особыми природно-климатическими условиями, позволяющими вести работы на этом участке всего несколько месяцев в году. Укладка трубопровода выполнялась с помощью современного трубоукладочного судна «Дефендер», специально модернизированного для работы в акватории Байдарацкой губы в условиях короткого временного промежутка. Средняя продолжительность сезон безледного периода составлял 67 суток, в течение которого возможна навигация. Надо сказать, что, действительно, условия Байдарацкой губы были уникальными. Во-первых, малые глубины. Во-вторых, очень интенсивное движение крупных массивов льда, так называемой стамухи, которые бороздили морское дно, на котором должны были быть уложены трубопроводы, и необходимо было принять оптимальное решение, которое бы, с одной стороны, оптимизировало и минимизировало затраты на обустройство подобного перехода, и, с другой стороны, обеспечивало бы надежную эксплуатацию этих трубопроводов. Плюс, особые условия грунта, взвеси которого в процессе трубоукладки сохраняют измененную плотность морской воды в течение нескольких лет. Это все нужно было учитывать и принимать соответствующие решения.
Далее, по ходу газа на Уральском берегу расположены компрессорная станция Ярынская, которая представляет собой единый компрессорный * репаративный комплекс для обеспечения транспорта при отрицательных температурах в зоне вечной мерзлоты, сейчас они находятся в стадии строительства. Я должен здесь упомянуть, что этот переход был осуществлен с применением продукции Московского трубозаготовительного комбината. Очень оригинальная конструкция. Видимо, сегодня в докладах будет представлено. Мы использовали опыт и в прокладке трубопровода при обустройстве газопровода Майкоп-Самурская-Сочи и при строительстве перехода через пролив Невельского, газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток.
Необходимо отметить, что проекты компрессорной станции на материковой части выполнены в совмещенной двухцеховой компоновке, что позволило в два раза снизить резервирование газоперекачивающих мощностей, а также оптимизировать загрузку общецеховых технологических сооружений компрессии газа и установки очистки. Совмещенная двухцеховая компоновка позволила перейти на типоразмер ГПА 32 мегаватт. Технико-экономические расчеты показали преимущество применения этого типоразмера при работе двухниточного газопровода в совмещенном технологическом режиме. Агрегаты такого типоразмера не выпускались отечественной промышленностью. В кратчайшие сроки на предприятии «Реп Холдинг» города Санкт-Петербурга совместно с компанией «Дженерал Электрик» было организовано производство современных ГПА-32 «Ладога» с КПД 35,5%. В настоящее время построена первая нитка газопровода с двумя компрессорными станциями – это Байдарацкая и Чукшинская. В октябре 2012-го года начата промышленная добыча газа в Бованенковском месторождении, и первые объемы газа подаются в район город Ухты.
В 2013-м году мы планируем закончить строительство шести компрессорных станций, которые позволят вывести этот газопровод на проектную производительность. Для обеспечения вывода запланированных на начальном этапе эксплуатации участка Бованенково-Ухта объема бованенковского газа в район города Грязовец нами был выполнен комплекс работ по реконструкции и достройке действующей газотранспортной системы.
На системе газопровода Ухта-Грязовец, третья и четвертая нитки, была выполнена реконструкция компрессорных цехов. Это цеха с рабочим давлением 7,5 мегапаскалей. Заменены проблемные линейные участки, выполнен комплекс работ по реконструкции инженерных сооружений - крановые узлы и переходы. В 2012-м году на газопроводе Грязовец-Торжок, который является важной частью действующей в настоящее время газотранспортной системы Уренгой-Надым-Перегребное-Ухта-Торжок, мы ввели последние три компрессорные станции, которые не были востребованы при сложившемся на этом участке режима транспорта газа. Однако приход Бованенковского газа по вновь построенной системе Бованенково-Ухта востребовал эти мощности, и таким образом эта система полностью завершена и эксплуатируется в проектном режиме. Это компрессорные станции Мюсинецкая, Синдерская и Урданская.
Дальнейшая работа по развитию этого участка газотранспортной системы связана со строительством двухниточной системы Ухта-Грязовец как продолжение участка Бованенково–Ухта. Этот проект находится в активной фазе строительства.
Другой важнейший проект, над которым мы работаем и который находится в начальной стадии своей реализации, - это «Южный поток». Он состоит из сухопутного участка на территории России, так называемый «Южный коридор», и морского участка – перехода через Черное море, и сухопутных участках на территориях стран-участниц этого проекта. Газотранспортная система «Южный коридор» реализуется группой «Газпром» в целях обеспечения ряда регионов Центральной и Южной России дополнительными объемами природного газа, для развития промышленности, коммунального хозяйства, расширения газификации, а также в целях обеспечения подачи газа в «Южный поток». ГТС «Южный коридор» будет строиться на территории восьми субъектов РФ: Нижегородская область, Республика Мордовия, Пензенская область, Саратовская, область, Волгоградская область, Воронежская область, Ростовская область и Краснодарский край. В рамках проекта планируется сооружение 2446 км магистральных трубопроводов и 10 компрессорных станций общей мощностью более 1400 мегаватт.
Проект будет осуществлен до конца 2015-го года в два этапа. Первый этап реализации проекта «Южный коридор» предполагает строительство линейной части ГТС протяженностью 834 км и компрессорной станции «Писаревка» в Воронежской области до компрессорной станции «Русская» В Краснодарском крае, включая сооружение четырех компрессорных станций. В рамках первого этапа также предусмотрено строительство перемычки от компрессорной станции «Кубанская» до компрессорной станции «Калиновская» протяженностью 57 км. Кроме того планируется реконструкция существующего коридора Петровск-Писаревка.
Второй этап реализации проекта строительства ГТС «Южный коридор» включает в себя сооружение линейной части протяженностью 1612 км и 6 компрессорных станций на территории восьми субъектов РФ. В соответствии с планом, первый этап строительства ГТС «Южный коридор» был начат уже в декабре 2012-го года и завершится в 2015-м году одновременно с пуском первой очереди «Южного потока».
В настоящее время завершена подготовка проектной документации первого этапа строительства ГТС, ведутся подготовительные работы на линейных участках и промплощадках компрессорных станций. По «Южному коридору» газ будет подаваться в том числе и в «Южный поток», строительство которого уже было начато в декабре 2012-го года.
Газопровод «Южный поток»: проектная мощность 63 млрд. куб. м в год, предназначен для обеспечения поставок российского природного газа в страны Южной Европы через Черное море. Общая протяженность черноморского участка составит около 900 км, максимальная глубина более – 2 км. При его строительстве будет максимально использован опыт, полученный при строительстве «Голубого потока» и перехода через Байдарацкую губу. Технологические решения по компрессорной станции «Русская», которая будет обеспечивать подачу газа в морской участок, в основном будут аналогичны примененным на компрессорной станции Портовая в проекте «Северный поток». То есть это будет совмещенный технологический комплекс установки и подготовки газа к транспорту и компрессорный модуль, который обеспечит давление на входе в морскую часть на уровне 28,5 мегапаскалей. Строительство европейского сухопутного участка планируется начать на территории Болгарии в июне текущего года. Первые поставки газа по газопроводу запланированы на конец 2015-го года.
В заключение своего выступления хочу еще раз привести информацию о применении инновационных энергосберегающих технологий при проектировании магистральных газопроводов. На следующем слайде – сравнительные показатели эффективности ранее построенных газопроводов, о которых я рассказал, и двух иностранных. Уровень показателя энергоэффективности – это крайний правый столбец. Новые энергосберегающие технологии в явном виде демонстрируют правильность принятых нами решений. Спасибо за внимание.
В.Е. Межевич. Большое спасибо за доклад. Сергей Викторович, я, как сибиряк, представитель Иркутской области, рад, что в конце концов проект «Сила России» родился. Но не совсем понятно, почему мы из Якутии начинаем, а не из Иркутской области, с Ковыктинского месторождения. Полагаю, что, наверное, одна из самых ожидаемых газопроводных систем – это «Сила Сибири», Восточная Сибирь, новые площади, которые еще недоразведаны, про которые мы еще не знаем, сколько там газа. Там его может оказаться столько, что мы, действительно, можем быть, сменим ориентиры, которые позволят и газохимию развить, и решить те задачи, которые поставлены сегодня президентом по освоению Прибайкалья и Дальнего Востока. Хотелось бы узнать, о каких сроках начала строительства в «Газпроме» говорят? Ожидания сибиряков, где-то с конца XX века уже и дети успели вырасти, скоро паспорта получат, а мы никак не можем начать строительство.
С.В. Алимов. Вопрос в том, что, действительно, проект освоения месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, обустройства магистральным транспортом имеет суперстратегическое значение для России и его перспективы. Но надо понимать, что газ не просто нужно добыть и пустить в трубу, а его надо потребить. В этом есть определенная проблема. С одной стороны, это наши соседи, крупный потребитель – Китай, с которым произошли последние переговоры и достигнута определенная договоренность, которая позволяет нам начать движение по освоению месторождения, обустройству магистрального транспорта, строительству завода СПГ в районе города Владивосток, и так далее. Но это одна сторона.
Вторая, - это обустройство перерабатывающих предприятий на территории Восточной Сибири, именно это позволит создать рабочие места. Нормально обустроить и заселить территорию, освоить ее, дать возможность людям зарабатывать и нам повышать экономику как «Газпрома», так и государства. Это взаимосвязанные процессы, поэтому не только политика «Газпрома», но и политика государства, такой симбиоз позволит достичь результата.
В этом году уже начинаются первые шаги. Конечно, первым был уровень таких межправительственных соглашений, который послужил бы толчком для наших практических действий. Мы считаем, что это состоялось, в этом году уже такие предпроектные работы будут начаты, определенное финансирование мы закладываем.
В.Е. Межевич. Уважаемые коллеги, есть вопросы к докладчику? Спасибо большое, Сергей Викторович. Следующий доклад – Волков Денис Игоревич, начальник Управления регулирования нефтяной и газовой отраслей Федеральной службы по тарифам.
Д.И. Волков. Добрый день, уважаемые коллеги. Я хотел бы сделать сообщение на тему, что сейчас происходит в сфере регулирования тарифов на транспортировку нефти и газа по магистральным трубопроводам.
Начну с нефти. Как выяснилось, проблема поиска некой общей, базовой точки баланса интересов трубопроводных компанией и пользователей их услуг, имея в виду средний уровень тарифа организаций и общий объем необходимой выручки, - это далеко не единственная проблема. Поскольку возникает масса историй, связанных с развитием трубопроводных систем, выходом на новые рынки, обеспечением равной привлекательности поставок в разных направлениях.
В двух словах, что происходило с системой трубопроводов «Транснефти» в последние годы? Вы все, наверное, знаете, что был реализован и продолжает реализовываться целый набор крупнейших инвестиционных проектов. Первое, что в этом смысле приходит в голову, - это первая и вторая очереди проекта «Восточная Сибирь - Тихий океан». В конце 2012-го года была запущена трубопроводная система до порта Козьмино, мы получили уникальную систему трубопроводов от океана до океана через всю страну, что создало достаточно фундаментальную возможность для наших нефтяных компаний фактически равнозначно выходить и на рынки Европы, и Азиатско-Тихоокеанского региона. ФСТ в этом смысле столкнулась с достаточно серьезным вызовом, что мы как-то незаметно перешли из одной ситуации, которая характеризовалась общей ограниченностью пропускной способности системы, в первую очередь на экспортных направлениях, в ситуацию, когда у «Транснефти» возник профицит трубопроводных мощностей, возникли определенные запасы, которые позволяют нефтяным компаниям гораздо более гибким образом выстраивать свои стратегии. Соответственно, ФСТ внесла изменения в нашу законодательную базу, в постановления Правительства, которые говорят о том, что мы при подходах к регулированию тарифов основываемся на осознании равной привлекательности основных направлений транспортировки нефти на различные рынки.
На этом графике показана история, как за последние годы менялись наши тарифы, как менялись темпы их роста. Хотел бы обратить внимание на то, что мы договорились с «Транснефтью», что после момента ввода в эксплуатацию второго ВСТО рост тарифов на среднесрочную перспективу у нас будет помещаться в прогнозные темпы инфляции. Пока по 2013-м угоду мы это выдерживаем. Правда, несмотря на это, меня постоянно журналисты беспокоят на тему о том, а не пришла ли «Транснефть» за очередным досрочным пересмотром. Хочу еще раз сказать, что не пришла и, судя по всему, не придет, мы не планируем пересматривать раньше конца года тарифы «Транснефти».
Мы проходили достаточно важный момент. Это эпизод, но достаточно важный, что в том промежутке, когда первый ВСТО был запущен, а второго еще не было и осуществлялись железнодорожные перевозки, порядка 12 млн. тонн в год, из Сковородино до порта Козьмино, и мы использовали такую инновацию, как сквозной тариф, который позволял выстраивать приемлемую стоимость всего маршрута – от месторождений Западной Сибири до порта. Всего этого сложного маршрута транспортировки нефти различными видами транспорта. И мы придумали такую схему, устанавливали сквозной тариф, который позволял выдерживать допустимую стоимость транспортировки и корректным образом, эффективно для РФ выстраивать ценовую политику, связанную с поставкой нефти в КНР. Хотел бы обратить ваше внимание, что подходы базируются не на том, что мы делаем стоимость транспортировки нефти одинаковой из Западной Сибири, допустим, до Приморска и Козьмино. Мы в этой связи пытаемся создать ситуацию равной привлекательности поставок по разным маршрутам, имея в виду, прежде всего, различную ценовую конъюнктуру по нефти на разных рынках. В частности, сейчас, как мы видим, цена на смесь ВСТО несколько выше, чем на наших традиционных западных рынках. В этом смысле, когда мы индексировали тарифы на 2012-й год, у нас темпы роста по восточному маршруту были выше. Но при этом мы понимали, что даже несмотря на более высокие темпы роста, там около 10-% было по востоку, все равно поставки нефти через порт Козьмино приносят более высокую маржинальную доходность.
По нашим оценкам, несмотря на то, что против ожиданий после окончания строительства второго ВСТО размер инвестиционной программы у «Транснефти» отнюдь не уменьшился. Как-то так получается, что все время возникают новые и новые проекты, и нефтяные компании в этом смысле постоянно ставят новые задачи перед трубопроводной инфраструктурой. Здесь можно упомянуть такие проекты, как «Заполярье-Пурпе», «Куюмба-Тайшет». Я думаю, что по мере освоения новых территорий у «Транснефти» работа всегда найдется. Тем не менее, мы остаемся на позиции, что в среднесрочной перспективе темпы роста тарифов «Транснефти» будут близки к уровню инфляции.
Если говорить о «Газпроме», то последние годы качественно темпы роста тарифов были похожи на ситуацию с изменением тарифов «Транснефти». Я имею в виду, что мы прошли через протяженный период высоких темпов роста тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральной системе, но связано это было с другими причинами. Если в нефтяной трубопроводной структуре был некий пик с существенным приростом инвестиций, то в газовой отрасли, скорее, базовая причина была. Можно упомянуть замораживание тарифов в конце 90-х годов, что сформировало заниженную базу в части цен на газ. В отношении тарифов на транспортировку была тоже искаженная картина, следствием чего стали более высокие темпы роста в предыдущие годы.
Если показать предыдущие слайды, на этом слайде приведена динамика изменений цен на газ. Это красный график. И синий – это темпы роста тарифов на магистральном транспорте. Я обратил бы ваше внимание, что здесь для нас всегда одним из основных приоритетов было сохранение картинки, что темпы роста тарифов, как минимум, не превышают темпы роста оптовых цен, а чаще всего они были несколько ниже. Особенно это стало заметно в последние годы, что дало возможность вплотную подступиться к решению фундаментальной проблемы, о которой скажу чуть ниже.
На сегодняшний день мы близки к пониманию того, что эффект низкой базы уже преодолен, тарифы у нас уже достаточно адекватные, в том числе с учетом того, что в последние годы прирост операционных расходов, связанных с эксплуатацией газпромовской трубопроводной системы, стал сильно напоминать параметры инфляции. За исключением, пожалуй, амортизационных отчислений, но там другие законы и вообще впрямую не влияет на увеличение тарифов. И мы постепенно подключились к неким долгосрочным оценкам. Вообще надо сказать, что одним из основных изменений в подходах, произошедших за последние год, два, является некоторое изменение парадигмы. Мы перешли к среднесрочному прогнозированию. И некой результирующей этих оценок стало то, что, начиная с 2012-го года, параметры роста тарифов на транспортировку газа по газпромовской системе стали отражаться в Прогнозе социально-экономического развития РФ, который составляется Правительством РФ на трехлетнюю перспективу. Там не указываются конкретные темпы, там приведена максимально возможная оценка. В частности, на 2013-й год запись гласит, что предельный максимум роста тарифов – это прогнозный размер инфляции, без учета влияния, которое оказывают на увеличение тарифов поэтапные льготы на налог на имущество. Ппринято решение, что имущество магистральных газопроводов, которое ранее не облагалось налогом на имущество, за семилетний период размер этого налога будет доведен до обычной ставки – 2,2%, в первый год это 0,4%. Если говорить по 2013-му году, прогнозный среднегодовой размер инфляции 6,7%, и по нашим оценкам, соответственно, эта поэтапная отмена льгот нам дает порядка 2,5% дополнительно. Я имею в виду, что отмена льгот происходит с 1 января, а тарифы пересматриваются только с 1 июля. Этот факт дает некоторое удвоение этой ставки. Реально, конечно, было бы меньше, но с учетом временной разбежки – порядка 2,5%. По нашим оценкам, максимальный допустимый рост – 9%. Мы сейчас как раз достаточно плотно занимаемся с теми материалами, которые прислал нам «Газпром» для пересмотра тарифов, и предполагаем, что само решение будет приниматься в мае. У нас еще есть достаточно времени – само решение должно вступить в силу с 1 июля 2013-го года.
Надо сказать, что дальнейшая отмена повышения ставки не окажет такого существенного роста, как в этом году. Но в этом году – да, достаточно прилично, примерно 2,5%.
Ключевая задача, которую мы пытаемся решить целый ряд лет. Второй этап этой работы, когда мы получили некий инструментарий, чтобы ее решать, со стороны регулирования тарифов на транспортировку, этот этап начался в 2006-го года, мы пытаемся решить проблему разгармонизации подходов к установлению оптовых цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа. Это базовое несоответствие возникло еще в 90-е годы и приводит к тому, что независимые производители газа, которых становится все больше и больше, изначально имели такую ценовую картинку, что были сконцентрированы на поставке в районах, близких к месторождениям, к районам добычи газа. Это было совершенно корректно до последнего времени, но благодаря тому, что мы принимаем определенные меры, и наша действующая методика позволяет обеспечивать различные темпы роста на различных расстояниях, то мы таким образом выстраиваем нашу тарифную политику, что уже на протяжении целого ряда лет стоимость транспортировки газа на ближних месторождениях растет более высокими темпами, чем на дальних расстояниях.
На графике видно, красная линия представляет собой фактически устанавливаемые оптовые цены на газ, желтая внизу и зеленая сверху – это некая кривая предельных издержек независимых производителей газа, точка пересечения этих кривых отражает собой те расстояния транспортировки, на которых экономике независимых производителей позволяет реализовывать им свой газ. Как видно, точка пересечения достаточно далеко ушла вправо. Мы ожидаем, что примерно к 2015-му году регулирование оптовых цен на газ и тарифов на транспортировку будет между собой унифицировано. За исключением некоторых локальных отклонений, с которыми, видимо, придется заниматься еще года два, три. Это означает, что в итоге мы будем иметь сбалансированную картинку в целом по рынку. Это будет означать, что независимые производители смогут реализовывать свой газ почти по всей территории РФ, имея при этом сопоставимую экономику. Имея в виду, что у них нетбэк на скважине будет примерно одинаковый, независимо от того, поставляют они газ в Челябинск или в Москву.
Хорошим отражением этого процесса является тот факт, что у нас в 2013-м году резко изменилась география поставок газа независимых производителей. Они существенно расширилась. Достаточно, например, упомянуть, что «НОВАТЭК» заключил с «Мосэнерго» договор поставки газа на 9 млрд. кубов. Полагаю, что года два назад это было бы невозможно – им пришлось бы предлагать газ потребителю в этой точке со слишком существенной премией к рынку. Насколько мы понимаем, сегодня они готовы продавать относительно стандартных условий поставки «Газпрома» даже с некоторым дисконтом. Причем это выражается даже не столько в цене, сколько в более мягких условиях поставки – в отсутствии штрафов или пересчете газа на фактическую теплоту сгорания.
Мы стараемся делать это максимально сбалансированным образом. В частности, мы исходим из того, что ни на одном расстоянии транспортировки у нас темпы роста тарифов не превышают темпы роста оптовых цен на газ. Таким образом, картинка в целом сбалансируется, но этот процесс идет не самым быстрым способом, он достаточно длинный. Если мы начали этим заниматься в 2006-м году, то планируем закончить примерно в 2017-м году, то есть больше чем десять лет. С другой стороны, задача крайне фундаментальная, от нее зависит сбалансированность рынка в долгосрочной перспективе. По крайней мере, мы уже оценили и понимаем, что она, по крайней мере, решаема, и осталось не так долго ждать. Благодарю.
В.Е. Межевич. Спасибо большое. Денис Игоревич, Вы не упомянули о том законе, который только что мы с вами обсуждали. Прокомментируйте, пожалуйста.
Д.И. Волков. Буквально вчера был подписан федеральный закон о внесении изменений в закон о газоснабжении, целью которого стало введение в РФ нормально регламентированного порядка регулирования платы за подключение новых потребителей к газораспределительным сетям. Проблема давно назревшая, наболевшая. Наконец правительство инициировало этот процесс. ФСТ подготовила проект закона, он прошел все стадии своего рассмотрения, подписан, вступает в силу через два месяца. Предполагается при этом следующий порядок, что саму плату за подключение буду регулировать субъекты Федерации, правительство РФ при этом утвердит своим постановлением правила регулирования платы за подключение, и ФСТ должна будет выпустить соответствующие методические указания, регламентирующие особенности, более подробные принципы установления этой платы за технологическое присоединение. Полагаем, что вся нормативка должна появиться к лету.
В.Е. Межевич. Спасибо большое за доклад. Я немножко дополню. С Денисом Игоревичем мы занимались вместе этим законом, и ФСТ подготовила постановление, в котором учтен негативный и позитивный опыт доступа к инфраструктуре в электроэнергетике. Это примерно та же калька. Какие затраты будет нести физическое или юридическое лицо, которое решило присоединиться к системе газопроводов, какие затраты будут включены в тариф на транспорт, и очень подробно в постановлении правительства все процедуры: от момента поставки, подачи заявки, как договор должен заключаться, когда и по каким причинам может быть отказано – все очень хорошо расписано. Закон вступает в силу через 60 дней с момента его подписания. Поэтому через 60 дней мы увидим постановление правительства и методические указания. Я думаю, что это очень полезный, хороший шаг. Все это идет в соответствии с той дорожной картой, которая утверждена Правительством и обеспечивающей сокращение бюрократических сроков, ступенек при доступе к инфраструктуре и сокращение затрат тех, кто к этой инфраструктуре подключается. Еще раз спасибо за доклад, Денис Игоревич.
Я хочу предоставить слово следующему докладчику – Макарову Георгию Ивановичу, советнику президента ОАО «ВНИИСТ» с докладом «Опыт работы по формированию стратегии технической политики модернизации систем трубопроводного транспорта».
Г.И. Макаров. Добрый день, уважаемые коллеги. Я представляю ВНИИСТ, это Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству магистральных трубопроводов. В своем кратком выступлении постараюсь тезисно изложить опыт ВНИИСТ в области формирования стратегии технической политики модернизации систем трубопроводного транспорта нефти и газа.
Исторически ВНИИСТ всегда занимался разработкой нормативно-технической документации на основе выполнения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ таким образом, что каждая цифра, каждый показатель, попадавший в эти нормативные документы, получал экспериментальное и теоретическое подтверждение в результате предшествующих научно-исследовательских работ – и с точки зрения обоснованности, и с точки зрения технологической реализуемости.
Как пример, могу привести документы федерального и отраслевого уровня, на которых до сих пор работает вся наша нефтегазовая отрасль. Это известные СНиПы 2.05, 2.06, 42.80, трубопроводы и магистральные трубопроводы, а из отраслевых документов, разработанных в конце 80-х, самым известным является комплект ведомственных строительных норм, 12 брошюр, которые охватывали все тогдашние направления деятельности в области строительства и эксплуатации трубопроводов.
Более новые примеры разработанных нормативно-технических документов – это нормативно-технический комплекс по проектированию и строительству магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», первой очереди, в котором ВНИИСТ является генеральным проектировщиком. Это основной, базовый документ, специальные нормы проектирования и строительства, и около 140 обеспечивающих документов – специальные технические требования, регламенты, условия, общетехнические требования, отраслевые регламенты и так далее.
Теперь я перехожу к тем перспективным задачам, которые ВНИИСТ на сегодняшний день уже решает и на которых, вероятно, будет построена дальнейшая эволюция наших систем трубопроводного транспорта и модернизация с точки зрения технологий, доступных в XXI веке. XXI век предъявляет требованиz к обеспечению надежности и безопасности всех систем, в соответствии с этим положением, в свое время для «Транснефти» была нами разработана концепция о надежном транспорте нефти, в котором было написано, что главная задача – создание магистральных трубопроводов нового поколения с увеличенным ресурсом работы. То есть на 20-25 лет больше, чем существуют сегодня. А существующий норматив на сегодняшний день до сих пор – 33 года, оставшийся еще от экономических расчетов, выполненных при советской власти.
Соответственно, для решения этой основной, базовой задачи необходимо решение ряда частных задач. Я быстро о них расскажу, а потом уже перейду подробно к основной задаче. Использование высокопрочных и высоковязких труб нового поколения с повышенными условиями надежности, до давления в 14 мегапаскалей, уже у нас такие трубы есть. Это, естественно, приводит к необходимости классификации труб не только по классам прочности, как это принято, но и по качеству изготовления. Это вторая важная задача.
Далее, снижение металлоемкости конструкции за счет ограничения толщины стенки. Неразумно увеличивать толщину стенки выше 30-33 мм, потому что это меняет всю систему, надо разрабатывать новые машины для строительства, перевозки, контроля. Поэтому, конечно, ограничения необходимы, и ограничения возможны только за счет повышения класса прочности. Но и это делать беспредельно нельзя.
Наконец, включение норм по корректированию и коэффициентов надежности для труб высшей категории, которые при прочих равных условиях могут обеспечить снижение металлоемкости.
Соответственно, связанные с этим задачи. Во-первых, применение высокопрочных и высоковязких труб нового поколения, повышенной категории качества – требования для них мы разработали. Отказ полностью должен быть от трассовых способов нанесения покрытия и использование труб только с заводским изоляционным защитным покрытием. С этим мы уже столкнулись, и весь проект в ВСТО выполнен только таким образом – только трубы с заводской изоляцией. Отказ от ручной сварки при выполнении сварочно-монтажных работ и переход на полностью автоматическую или механизированную сварку. То же самое, весь проект ВСТО сварен автоматической сваркой в среде защитных газов по технологии «* Еванс», то есть головками Н-300Ц. Мы разрабатывали и технологию, и готовили операторов установок у себя в ВНИИСТ.
Четвертое положение. Реализация принципа малолюдной технологии, единой автоматизированной системы управления и контроля магистрального трубопровода. Частично она уже реализована, в том числе в проектах БТС-2 и ВСТО. Но пока еще есть резервы для расширения этой единой автоматизированной системы.
И, наконец, последний момент, уже касающийся эксплуатации. Это планирование сроков и методов ремонта на основе оценка технического состояния. То есть, отказ от плановых сроков ремонта, и проводить ремонт по состоянию. То есть в результате внутритрубной диагностики определяются все дефекты, затем специальная базовая программа, разработанная у нас и действующая сейчас в «Транснефти», база данных «Дефект» определяет срок допустимости каждого дефекта и назначает, соответственно, сроки ремонта для устранения каждого выявленного дефекта. Это принципиально новое положение. Раньше дефекты просто браковались по геометрическим признакам: вижу 3 мм и выше – удаляю, 3 мм и меньше – пропускаю. Такой был принцип. Потом были попытки оценивать техническое состояние по концентрации напряжений. Тогда что брать за базовый уровень концентрации напряжения? Не сразу пришло понимание, что нужно дефекты нормировать, так же как мы нормируем допуски и посадки. Ведь были времена, когда говорили, что никаких дефектов не должно быть. Это утопия, дефекты всегда есть, просто мы их не видим или не знаем, как их найти. Поэтому появилась следующая норма: давайте нормировать дефекты относительно той концентрации напряжения, которая присуща конструкции в целом. Например, в сварном соединении. Если концентрация напряжения от дефекта больше, чем концентрация от сварного соединения, устраняем. Если нет – пропускаем. Такой был подход. И только сейчас, последние пять лет, мы вышли на уровень, когда каждый дефект, в том числе и трещиноподобный, оценивается, рассчитывается, и для него устанавливается, с учетом реальных свойств металла, который взят с трассы, срок службы, когда надо проводить ремонт. Для «Транснефти» это позволило в тысячи раз сократить объемы планового ремонта.
Теперь я перехожу к более научной части, к тому блоку, который я и хотел рассказать: основные перспективы в области модернизации систем трубопроводного транспорта. Трубы являются основным элементом системы трубопроводного транспорта, и от требований на них, зависят требования ко всем элементам системы и технологиям.
Общей тенденцией техники является стремление повысить мощность и производительность оборудования. Это, в свою очередь, приводит к увеличению расчетных нагрузок, действующих напряжений и необходимости увеличения металлоемкости. Неизбежно. Чтобы ограничить металлоемкость, необходимо каким-то образом искать способы – либо повышать прочность, либо снижать коэффициенты запасов. Только два способа. Так вот стремление производителей повысить производительность перекачки продуктов в трубопроводном транспорте, а сейчас давление возросло уже до 14 мегапаскалей, привело к тому, что надо увеличивать рабочее давление. У нас ограничен диаметр до 1220 мм в нефтепроводах и 1420 мм на газопроводе. Увеличивать производительность можно только за счет увеличения давления, что и делается в последние годы. Если использовать трубы прежних классов прочности, например до К-54, К-55, то это привело бы к необходимости увеличения толщины, до 40 мм, чего делать нельзя. Вы последние годы мы применили высокопрочные трубы нового поколения К-66, К-65 и даже К-70.
Как повышать прочность трубных сталей? Этим занималась наша промышленность и весь мир последние двадцать лет. Если просто увеличивать прочность трубных сталей за счет простейшего метода – увеличения процентного содержания углерода, то это путь в никуда, это тупик. Потому что увеличение процентного содержания углерода приводит к увеличению прочности, но неизбежно приводит к снижению пластичности и вязкости разрушений. Путь тупиковый. Поэтому новые способы изготовления листа позволили найти способ получать одновременно и высокопрочные, и высоковязкие трубы, но используя при этом сопутствующую термообработку листа в процессе прокатки. Для этого углерод приходится не только повышать, но даже понижать. На сегодняшний день стали контролируемые прокатки, из которых получается высокопрочный листовый прокат, наоборот, ограничивают содержание углерода до 0,07-0,9. Это те высокопрочные стали, о которых я говорил. До сих пор наиболее широко применяется сталь 17-Г1С. Это 0,17, то есть в разы больше углерода.
Для чего это нужно? Для того, чтобы без ухудшения показателей свариваемости дать лимит на легирующие добавки, чтобы легирующих было больше, чтобы за счет них провести термообработку. Иначе термообработку не проведешь. Эти технологии сейчас отработаны.
Как же можно еще снизить металлоемкость? Для этого надо каким-то образом ограничить рост пускаемых напряжений. То есть либо я увеличиваю прочность, либо снижаю коэффициент запаса. Коэффициент запаса прочности регламентируется рядом показателей, в том числе в известном показателе – коэффициент надежности по материалам К-1, который у нас забит в СНиПе 2.05.06.
Раз я говорю о том, что в каких-то случаях можно будет снижать этот коэффициент запаса, за счет чего его можно снижать? Только за счет повышения качества изготовления труб. Увеличивать нормированные показатели, и вводить различные показатели для разных категорий труб. У нас есть уже опыт нормирования качества. Вот ГОСТ, действующий на сегодняшний день с 2003-го года, регламентирует уже два уровня качества – обычного и хладостойкого исполнения. По этому ГОСТу хладостойкого исполнения, в частности, изготовлены трубы для ВСТО. В СНиПе у нас эти коэффициенты зависят от технологии изготовления, и высшей категории соответствует коэффициент 1,34.
Наши документы, которые мы разработали для «Транснефти», это ОТТ для труб большого диаметра, уже три категории качества: обычного, хладостойкого исполнения и трубы с повышенными условиями надежности. И наконец, специальные технические требования для ВСТО регламентируют два уровня качества – для участка с сейсмичностью до 8 баллов и выше 8 баллов, до 10 включительно.
Вот классификация, которую мы разработали и которая сейчас уже применяется. Классификация идет по классам прочности. Перспективный класс прочности К-80 еще пока не умеют делать в нашей стране. Расширение показателей по категориям качества предполагает введение еще двух категорий. A, B, C, D соответствуют СНиПу, а D, F – высшие категории труб, с повышенными эксплуатационными характеристиками, которые позволяют снизить коэффициент запаса.
Что же для этого нужно? Мы разработали нормативные документы, в том числе для «Транснефти», И в том числе проект национального стандарта на трубы большого диаметра, которые расширяют перечень требований на трубы высшей категории качества. В частности, вводятся показатели, которые уже используются: требования по микроструктуре, по зернистости, наличию неметаллических включений, требования по пластичности и хладостойкости, добавлена критическая температура хрупкости; требования по вязкости разрушения, статическая трещиностойкость – это для оценки допустимости дефектов; и сопротивляемость протяженным разрушениям для магистральных газопроводов.
Теперь быстро по сравнительным таблицам. Вот категории качества – так называемых высших, высокопрочных труб. Вы видите, углерод 0.9, 0.7, 0.07 для высших категорий. Вдобавок увеличивается процентное содержание легирующих. Существенно. Я хочу сказать, что все это технологически реализуемо, научно обосновано, и уже выпускаются трубы по этим требованиям.
Далее, показатели свариваемости. Они определяются обычным образом, но не более чем 0.48, даже для самой высокой категории прочности. А так – 0.38.
Далее, по микроструктуре. Балльность, разработаны шкалы. По ним уже работают. Соответственно, наличие неметаллических включений по различным показателям.
Сварные соединения, дополнительные требования. Конечно, для классов труб повышенной категории качества устанавливаются ограничения по твердости сварного соединения и вводятся дополнительные показатели: не более чем 18% относительного удлинения, поперечное сужение регламентируется до 50%, отношение предела текучести к временному сопротивлению не выше 0.9, иначе эффекта упрочнения не будет. И наконец классический максимальный угол загиба и критическая температура хрупкости. И вводится новый показатель – пластическая деформация при механическом экспандировании. На трубных заводах уже давно отказались от гидравлического экспандирования и производят механическое.
Вот по сварным соединениям. Все привыкли по сварным соединениям по вязкости видеть одну, две цифры. Ну, четыре цифры. А тут, оказывается, нужно для каждого типа трубы в зависимости от диаметра, толщины стенки и класса прочности давать свои требования по ударной вязкости. Это новый показатель. И требования к сопротивляемости протяженным разрушениям. Я привел только две таблицы из шести, тоже в зависимости от диаметра и толщины стенки труб, давления, класса прочности, величина пластического раскрытия трещины ограничивается этими показателями, которые необходимо обеспечить, если речь идет о газопроводах или о трубопроводах, испытываемых пневматически. Если этого не выполнить, то после вашего разрушения при пневматике ничего не останется и придется заново строить участок.
Вот заключительное мое положение, что повышенные требования к трубной продукции, которые разработал ВНИИСТ, безусловно, стимулировали за последнее десятилетие внедрение новых технологий на отечественных трубно-металлургических заводах и способствовали техническому перевооружению и культуре производства. Применение высокопрочных труб нового поколения – это, наверное, единственный путь развития при переходе на высокие давления. Спасибо за внимание.
В.Е. Межевич. Спасибо большое. Очень технически сложный доклад. Это необходимо, мы все прекрасно понимаем, что от материала, от конструкции зависит долгосрочность, прочность эксплуатации, безаварийность. Будем надеяться, что ваш институт в правильном направлении работает. И, наверное, уходят те времена, когда в конце 80-х годов приходилось эксплуатировать при температурах наружного воздухе -55° оборудование, которое было рассчитано на работу до -36°. Как будто никто не знал, что такие температуры бывают. И металлические конструкции, которые были рассчитаны на эксплуатацию до -45°, при -55° просто падали. Надеемся, что эти времена уже позади. Спасибо за доклад.
Следующий докладчик – Йохан Десагер, директор компании «TD Williamson» по регионам Европы и Азии.
Й. Десагер. Большое спасибо вам за возможность презентовать, мы представляем компанию «TD Williamson», которой в настоящий момент более 90 лет, она была основана в США в 1920 году, в 1950-х годах был основан европейский офис, и в России представительство компании было открыто в 2000-м году. В 2004-м году была открыта стопроцентная дочка компании ООО «ТДВ Евразия» в РФ, в 2007-м году был открыт первый сервисный центр в Москве, в 2008-м на Сахалине, в 2010-м в Нефтеюганске и в конце прошлого года был открыт четвертый сервисный центр в Краснодаре. И в настоящий момент компания всерьез задумалась об открытии производства на территории РФ, чтобы обеспечивать потребности местного рынка.
На данном слайде мы можем видеть, что технологии компании позволяют помочь компаниям-операторам трубопроводов непосредственно с начала строительства. После этого, в процессе эксплуатации очистка трубопроводов, также ингибиторы коррозии. После этого мы работаем в области внутритрубной инспекции и диагностики трубопроводов. Используя многолетний опыт и экспертизу компании, на основании данных этой внутритрубной диагностики мы готовы предложить решения по ремонту, по реабилитации трубопроводов. И как одно из решений, также предлагаем системы быстрого реагирования, которые предотвращают появление аварийной ситуации вместо того, чтобы устранять ее последствия.
И как пример, хотелось бы привести работу, в которой «Газпром» с нашей помощью осуществил 38 подключений системы газопровода «Северный поток-2» к существующему газопроводу «Северный поток-1», и все эти работы были произведены без остановки действующей нитки «Северный поток-1», который позволил продолжать непрерывную поставку газа в Европу.
На этом слайде показаны основные технологии, разработанные в компании. Здесь видны рынки, на которых мы можем работать. Это подводные трубопроводы, магистральные трубопроводы, газораспределительные сети, нефтеперерабатывающие заводы и нефтехимия. Алексей продолжит мой доклад.
А.А. Жердев. Спасибо, Йохан. Можно запустить видео? Данный ролик на две минуты. На самом деле, многие с этим знакомы, но если кто в аудитории не знаком с технологиями врезки под давлением, я очень быстро хотел бы рассказать ту основную. Технологию, которая нашла применение на российском рынке. Это трубопровод под давлением 75-100 бар. Мы привариваем такие разрезные тройники, четыре штуки, на которые устанавливаются плоские задвижки, разработанные в компании «TD Williamson». Хочу обратить внимание, в это время трубопровод работает в штатном режиме без снижения давления. С помощью машинок для врезок мы осуществляем врезку в действующий трубопровод, и вот мы видим процесс вырезки. Вырезанный участок трубы – купон – не падает, естественно, в трубу. Он поднимается в область машины, после чего мы закрываем задвижку. Таким же образом мы осуществляем четыре врезки в действующую трубу и имеем возможность монтировать временный байпас, который позволит нас осуществлять поток во время ремонта данного трубопровода. На задвижку мы устанавливаем машинку-стоп, которая позволяет изолировать секцию трубопровода, то есть перекрыть его. Потом переводим на байпас, и в случае, если это газопровод, то через те самые ДУ-50, технологические уровни выравнивания давления мы просто из небольшого отсеченного участка сбрасываем газ. Если это нефть, мы, соответственно, откачиваем ее в резервуары.
Таким образом, у нас поток не снижается, давление не снижается, осуществляется по байпасной линии. В данной секции мы можем осуществить любой ремонт трубопровода, который необходим оператору: заменить участок, заменить не держащую задвижку, врезать узел – совершенно любой ремонт. После того, как мы подали давление в новый участок, мы демонтируем головки и машину-стоп для перекрытия, и вместо фрезы, которой была осуществлена врезка, мы устанавливаем так называемую пробку-заглушку lock-o-ring. Это технология, запатентованная в компании, которая позволяет снять достаточно дорогие, тяжелые временные задвижки и заглушить фитинг, таким образом оставив его на трубопроводе. Мы можем после этого демонтировать байпас, демонтировать задвижки, и во фланцах фитинга стоят те самые пробки-заглушки. Исповедуя принцип двойной безопасности, компания сверху еще устанавливает глухие фланцы, которые, как и пробка-заглушка, полностью держат давление трубопровода.
Йохан уже упомянул, что мы работаем на нескольких рынках. Мы предлагаем наши услуги на трубопроводах подводного исполнения, на нефтегазосборных сетях, магистральных трубопроводах, продуктопроводах и газораспределительных системах. Мы глобальная компания. Мы ничего не перепродаем. Все, что мы предлагаем нашим клиентам, разработано и производится инженерами компании. В настоящий момент у компании девять заводов по всему миру: три в США, пять в разных странах в Европе и недавно один большой завод был открыт в Индии. За более чем 90-летний опыт работы компании у нас открыто более 50 сервисных центров по миру, из них 4 в России, более 400 тысяч различных врезок было осуществлено за историю компании по миру, более 40 патентов разработано на различные технологии. Во внутритрубной диагностике есть такой показатель, как с первого пропуска получить данные. Так вот более чем в 94% случаев наши внутритрубные снаряды приносят данные, которые уже можно использовать для аналитики.
Более 200 успешных пропусков снаряда Smart Plug. Это отдельная технология, в основном используемая на подводных трубопроводах. Это умный внутритрубный снаряд, который может остановиться в неком месте трубопровода и изолировать секцию, как наш головка-стоп. В настоящий момент мы проводим научно-исследовательскую работу с «Газпромом» о применении данного снаряда для подземных трубопроводов. Мы стараемся быть максимально близкими к клиенту, именно поэтому мы таким образом развиваем сесть сервисных центров в России.
Очень коротко я хотел бы остановиться на подходе. В последнее время мировая тенденция – предотвратить аварийную ситуацию, а не работать с ее последствиями. В настоящий момент есть большая потребность в мировом нефтегазовом рынке на услугах EPRS. Это система быстрого реагирования. Очень большая работа проводится при планировании этих работ, то есть мы должны предусмотреть возможное развитие событий, что может случиться, проводится анализ рисков. Исходя из этой оценки рисков, мы подбираем необходимое оборудование, расходные материалы, в какое время и где должны находиться специалисты. То есть это в круглосуточном режиме, 365 дней в году. Мобилизация специалистов и оборудования в оговоренные сроки, план работ на каждый случай. Необходимо предусмотреть конкретный план действий при различных ситуациях, которые могут возникнуть с трубопроводной системой. Обученные сертифицированные специалисты и, конечно же, первый приоритет компании – это уровень соответствия охраны труда и промбезопасности, с также охраны окружающей среды всем мировым стандартам.
Если мы говорим о коммерческой базе данных соглашений, то контракт предусматривает все – от сроков мобилизации до человека-часов и специалиста, который должен оказаться в нужном месте в нужное время. Вот здесь представлены некоторые уже заключенные компанией контракты на аварийное реагирование. С «Роснефтью» у нас нет контракта на подобное аварийное реагирование, но мы таким образом построили нашу работу в Нефтеюганском сервисном центре, что, когда возникает срочная потребность у «Роснефти», мы имеем возможность предложить необходимые расходные материалы и оборудования для быстрого реагирования и устранения данного дефекта.
Что касается «Сахалин Энерджи», там у нас проработанный контракт. Поскольку там довольно сложная логистика, компания «Сахалин Энерджи» попросила нас проработать необходимые расходные материалы и оборудование, на острове и в нашем сервисном центре хранится и постоянно обслуживается оборудование, необходимое для производства работа, и, согласно контракту быстрого реагирования, мы должны в течение нескольких дней обеспечить наличие специалиста необходимого уровня на Сахалине.
Итак, почему стоит доверять и почему мы себя считаем надежным партнером? Прежде всего потому, что первым приоритетом компании является безопасность. Прежде всего, мы говорим об охране окружающей среды, об охране труда и защите персонала и промбезопасности. Хочу обратить внимание, что в основном все технологии компании направлены на работу под давлением. То есть задача компании – предложить решение оператору трубопровода, которое бы минимизировало простой трубопровода. Мы все, что делаем, делаем под давлением на действующем трубопроводе.
Компания является обладателем всех самых последних сертификатов безопасности по охране труда, охране окружающей среды. Отдельно хочу сказать о том внимании, которая компания уделяет обучению специалистов. Поскольку это столп, на котором может стоять качество оказываемых услуг. Это достаточно сложный процедурный процесс. Например, чтобы полу4чить техника следующего уровня для врезки под давлением, обычно специалист проводит 2-3 года. То есть он сначала должен проработать год вторым номером, потом сдать экзамен, потом проработать еще вторым номером определенное количество работ, после этого пройти аудит и только после того, как комиссией в компании в Бельгии он будет аттестован, он получит следующий уровень.
Это карта технологий, продуктов, сервисов, которые мы предлагаем. Хочу обратить внимание, что от ввода в эксплуатацию трубопровода до вывода из эксплуатации. То есть мы на разных этапах предлагаем решения для целостности трубопровода, для Хазина трубопровода и оператора. Спасибо за внимание.
В.Е. Межевич. Спасибо большое за интересный доклад. Впервые прозвучало, что наконец-то созрели, что кроме спектра услуг, которые предлагает компания, уже готовы к тому, чтобы перенести технологии и построить завод по производству оборудования прямо на территории России. Это поддерживается и Правительством, и Президентом РФ. Если такое решение состоится, - Слава Богу. Наверное, это будет ожидаемо. Будем надеяться, что это будет не только в Москве, а где-то ближе к центру нагрузок. И пожелание того, чтобы ваш спектр услугу касался не только нефте- и газопроводов, но расширился еще на очень большой сектор, который называется теплопроводы. По протяженности их, наверное, даже больше, чем газопроводов в стране. Там тоже уже по состоянию ремонта эти технологии приняты, а фонтаны в Санкт-Петербурге говорят о том, что проблема назрела и пора-пора заниматься.
Спасибо. У нас осталось два доклада. Следующий доклад – Свечкопалов Анатолий Петрович, генеральный директор Московского трубозаготовительного комбината. Прошу подготовиться Пусенок Андрея Анатольевича, генерального директора «Петрохолдинг».
А.П. Свечкопалов. Спасибо за представление нашего предприятия на этом форуме. МТЗК – это предприятие, которое стоит в начале цепочки, в пути работы трубопровода, и от этого зависит вся работа трубопроводов и работа всех показателей. В начале доклада Валентин Ефимович сказал, что нужны надежные трубопроводы. Мы занимаемся изоляцией, тем, чтобы сделать трубу надежной. В 1984-м году был создан наш комбинат, чтобы делать такие вещи. Мы занимаемся наружным однослойным эпоксидным покрытием трубы 57-530, наружным двухслойным полиэтиленовым покрытием трубы 57-2020. Заметьте, труба диаметров 2020, которая в народном хозяйстве необходима, и мы стараемся ее делать так, чтобы она долго служила. Наружное трехслойное полиэтиленовое покрытие, наружное трехслойное полипропиленовое покрытие, диаметр тут 57-1220, 1420. В общем, мы делаем все виды изоляции в России, которые возможны и которые и необходимы, и стремимся дальше шагать, чтобы труба была качественной. Также у нас новое защитное бетонное покрытие в металлополимерной оболочке. Они разные бывают.
Наши партнеры – это ТНК, ОМК. Заказчики у нас – «Газпром», «Лукойл», «Транснефть», «Роснефть», «Белтрансгаз», «Гомельнефтьтраст», ТНК, «Олимп» и, конечно все народное хозяйство, Москва и все регионы Москвы как для тепловых трасс, так и для газовых, водяных. Все эти трубопроводы мы поставляем. Мы первые в России, кто начал заниматься антикоррозийной изоляцией, полиэтиленовой на основе жестких адгезий. Мы также первые начали тепловую изоляцию. Внутреннюю изоляцию, песчаную, бетонное покрытие и все другие вещества. Те новые трубопроводы, которые мы делаем совместно с институтами, проверены в соответствии с составленной нормативно-технической документацией, внедряются у нас впервые. У нас имеется новейшее оборудование, можно это увидеть на слайдах. Если есть желание, можно даже приехать в Москву и посмотреть воочию.
Область применения наших труб. Трубопроводы во всех областях. Надежная балластировка трубопроводов обеспечивает устойчивость проектного положения трубопровода и компенсацию выталкивающей силы воды в водонасыщенных грунтах. Эффективная защита трубопроводов. Тут очень много всех защит, и есть даже те защиты, которые не исследованы. Есть перспектива исследовать, как работает наша балластная труба, которая забетонена.
Технологическое производство защитного утяжеляющего бетонного покрытия. Я хотел тут остановиться, какая конструкция. Очень просто, но надежно. Сделана оцинкованная оболочка. Наносится специальное антикоррозийное покрытие и получается металлополимерная надежная защитная оболочка. Защитная труба может покрываться полиэтиленом, эпоксидом. Потом устанавливаются центраторы. Если необходима арматура, есть конструкции, которые не нуждаются в арматуре. Надевается оболочка конструкции «труба в трубе», ставятся фланцы, и заливается это все под давлением бетоном. Снимаются заглушки и получается надежная труба. При вскрытии можно посмотреть, как распределяется бетон. Вот это сняли оболочку, мы видим плотность бетона и в каком он положении.
Типоразмеры, которые мы можем бетонировать. 1159, 1220, это мы уже прошли. Если есть необходимость, мы можем и 1400 забетонить, но единственный вопрос – грузоподъемность. Такая технология у нас имеется, мы можем ее балластировать.
На нормативно-технической документации я останавливаться не буду. Тут все документы, которые необходимы для производства. Разрешительные документы, система качества. Что необходимо для безопасной качественной продукции, мы прошли все аттестации.
Также мы получили сертификаты Германии и DNV. В 2011-м году мы прошли второй раз аттестацию, и нам включили в международный стандарт. Все свидетельства, имеются все разрешительные документы из Ростехнадзора, морской регистр, заключения, подтверждающие безопасность, у нас имеются.
Комплексное испытание конструкции трубы с защитным утяжеляющим покрытием проходит ежедневно. Перед запуском, перед пуском какого-то проекта. Это мы видим при ударе в 4.5 тонны по трубе, какие оказываются повреждения. Практически повреждений нет. На сдвиг мы такого достигли положения, что не могли сдвинуть трубу. Хотя DNV все-таки просит показать, какие нужны усилия при сдвиге трубы.
Это мы испытывали трубу на изгиб вместе с бетонным покрытием, изучали, как труба может себя вести. Внутри стоят тензодатчики, и снаружи труба равномерно изгибалась до предела текучести металла.
Это мы проводили вскрытие, когда в 2006-м году положили трубу и совместно с «Газпром ВНИИгаз» проводил исследование этой трубы, пропускал снаряд и вскрывали трубы на глубине 1,5 - 2 м. И вы видите, в каком положении. Труба осталась в прежнем положении, как ее положили, она в отличном состоянии после пяти лет работы. И когда пропустили снаряд, то стопроцентно оказалось, что повреждений на трубе не оказалось.
Практический опыт применения конструкции с защитным покрытием – это первое, что мы укладывали в Варандейском терминале. 47.5 км уложены, это «ЛУКОЙЛ», в 2005-м году. Труба запущена, работает. Два года назад был шторм, труба выдержала, лежит, и терминал работает в нормальном положении.
Это укладка протаскиванием там же. И вот мы на Байдарацкую губу поставляли три года, 223 км поставили, уложены уже три нитки. Две нитки, как Сергей Викторович докладывал, запущены, работают. Это стык на самой барже нашей балластной трубы. Это укладка трубы через реку Цна. Там видно традиционный метод и наша труба. Вот вы видите, в самом начале трубы бетонные пригрузы. Это уже труба с нашим балластным покрытием, проводил такой эксперимент совместно с «Газпромом». Это монтаж идет. Это уже пошло протаскивание. Мы видим, как изгибается труба. Протаскиваем через речку Цна в 2006-м году. Это укладка в болото. Мы смотрим, как опускается в болото. Это слева стоят пригрузы – те, которые были. Их демонтировали и положили на место этих, труба всплыла. Дальше. Это укладка Джубга-Лазаревское-Сочи. Это укладывали Сахалин-Хабаровск-Владивосток, пролив Невельского, в 2010-м году, это труба 1220. Это также укладывали тобольский «Сибур». Видите, другая конструкция трубы, уже нет металлополимерной оболочки, а просто в оцинкованной стали укладывается и надежно работает. Также не утяжеляющая, а защитная труба, от защиты от трала. Сам по себе диаметр трубы небольшой, он тонет, а вот на острове Кунашир такую трубу мы укладывали, защищали трубу от трала, от разных судов.
Также мы выиграли тендер у «Лукойла», совместно с *, вернули и сделали новый логистический промышленный центр, где в данный момент в Астрахани выпускаем трубы, порядка 150 км уже выпущено, а общий контракт на 380 км.
Это мы видим, как мы ее разгружаем. Это наш комплекс, бетонный узел для приготовления бетона. Утяжеляющий бетон. Бетон мы можем выпускать разной плотности, от 1.9 до 3.4. Это мы видим наши производственные корпуса, технология в Астрахани. Это наш конструкция, вот видите – оболочка, арматура. И самое главное, у нас есть такая конструкция, в которой тепловая труба – пенополиуретан, и сверху утяжеляющее бетонное покрытие. Также мы делаем не только прямые, но и отводы. Это делает для Сочи, олимпийского объекта, полиэтиленовая труба с утяжеляющим бетонным покрытием. Это также ставим мы маркеры, аноды, выводы для анодных закреплений, приварка кабеля для защиты трубопроводов. Также делаем фасонные части, отводы, любого градуса – от 90 до 3 градусов. Также труба, которая оснащена оптико-волоконными проводами, которая может в любое время и в любом месте показать, что с трубой происходит. Это заделка стыков бетонного покрытия.
Ценность конструкции: безопасность, снижение рисков, универсальность, эффективность. Эффективность нашей трубы видно. Видите, как во всей местах происходит всплытие трубы и как пригрузы сваливаются. Это все фотографии, которые мы нашли на слайдах. Хотелось бы, чтобы понятно было, для каких целей мы делаем эту трубу. И пригрузы. Мы посчитали экономически с утяжеляющими чугунными пригрузами какой процент, с утяжеляющим железобетонным и бетонированная труба. Вы видите, насколько дешевле и качественнее наша труба. Спасибо.
В.Е. Межевич. Спасибо за интересный доклад. Безусловно, интересная технология. Слава Богу, эта технология не была развита 15 лет назад, когда Ходорковский планировал нефтепровод поперек Байкала положить. Слава Богу, что эту трубу отогнули от Байкала.
Мы подошли к концу. У нас последний доклад генерального директора «Петрохолдинг», Пусенок Андрей Анатольевич. Прошу доложиться, и у нас будет 5-7 минут, чтобы закончить формальные дела.
А.А. Пусенок. Добрый день, уважаемые коллеги. Хотел бы поблагодарить «ТЭК России в XXI веке» за участие нашей компании за участие нашей компании. Очень приятно услышать новые возможности, новые технологии, которые разрабатываются сегодня в современной России. Коротко представлюсь. Наша компания занимается магистральными газопроводами – строительством, перестройкой, коммуникациями нефтяных и газопроводов. По большому счету, для меня этот форум является основополагающим для познания новых возможностей. Мой доклад является только представлением нашей компании и возможностью познакомиться с новыми партнерами. Большое вам спасибо, у меня на этом все.
В.Е. Межевич. Замечательно! Большое спасибо, Андрей Анатольевич. |
