|
Международная конференция «ТРУБОПРОВОДНАЯ
ТРАНСПОРТНАЯ ИНФРАСТРУКТУРА ТЭК РОССИИ:
СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ»
6 апреля 2012 г.
Межевич. Добрый день. Сегодня мы попытаемся обсудить проблемы и перспективы развития огромной трубопроводной системы Российской Федерации, которая не имеет аналогов в мире, и на сегодняшний день обеспечивает транспортировку более 750 миллиардов метров кубических газа и более 500 миллионов тонн нефти в год. Протяженность магистральных трубопроводов более 225 тысяч километров.
Безусловно, проблемы присутствуют. Готовясь к сегодняшней конференции, я поднял рекомендации круглого стола, который прошел 22 мая 2009 года. Часть проблем, которые были обозначены на этом круглом столе, решаются, но, в основном они остались на будущее. Первое - высокий физический износ нефтепроводной инфраструктуры, недостаточность средств, которые удается компаниям привлечь для их ремонта и модернизации. Задачи, которые стоят сегодня перед нашим трубопроводным комплексом – это освоение территории Восточной Сибири, стратегия развития газотранспортного комплекса Восточной Сибири подготовлена, она требует существенных затрат, и эти проблемы необходимо решать. Постепенно повышается дееспособность структур, которые занимаются монтажом и строительством новых трубопроводов, но пока их усилий тоже недостаточно для того, чтобы оперативно решать те вопросы, которые возникают перед страной.
Законодательное обеспечение. Уже несколько лет в Государственной Думе находится законопроект «О магистральном трубопроводном транспорте», до сих пор он в ход не пошел, надеюсь, что создание Единого экономического пространства и Таможенного союза нас побудят ускорить работу над этим законопроектом, потому что, по рекомендации экспертов трех стран, нам необходимо свое законодательство привести в порядок, скоординировать с законодательством Казахстана и Белоруссии. В Белоруссии есть, действует закон «О магистральном трубопроводном транспорте», и предстоит серьезная работа не только по совмещению нашего законодательства, но и по совмещению наших технических регламентов, технических норм. Давайте мы попытаемся сегодня эти проблемы обсудить, и подготовить те предложения, которые необходимо реализовывать в ближайшем будущем.
У нас предусмотрено семь докладов, время для работы – до 12.30, попробуем уложиться и оставить время на дискуссию, 15-20 минут, и ответить на вопросы.
И сейчас тогда первое слово, первый доклад предоставляется Аксютину Олегу Евгеньевичу, члену Правления, начальнику Департамента транспортировки, подземного хранения и использования газа акционерного общества «Газпром». Прошу, Олег Евгеньевич.
Аксютин. Уважаемые дамы и господа, уважаемые коллеги! В своем выступлении я расскажу об основных направлениях развития газотранспортной системы, проектах, которые уже реализуются в настоящий момент, и о проектах, которые «Газпром» планирует реализовать в ближайшей перспективе.
Единая система газоснабжения России развивалась с 40-х годов XX века, и к настоящему времени включает в себя почти 170 тысяч километров газопроводов, 211 компрессорных станций установленной мощностью 41 тыс. мегаватт. Развитие ГТС и реализация проектов по развитию новых газотранспортных мощностей реализуются с учетом следующих моментов – планов по освоению новых газодобывающих регионов, формированию новых экспортных направлений поставки газа, расширения региональных ГТС для обеспечения поставок газа потребителям всех уровней, в том числе и смежных отраслей энергетического комплекса страны, поддержанию технического состояния производственных объектов, обеспечению надежности, промышленной и экологической безопасности транспортировки газа, а также энергетической безопасности страны, повышения экономической эффективности транспортировки газа, включая энергосбережение и использование инновационных технологий.
Теперь несколько слов об основных перспективных проектах. Проект «Северный поток» направлен на создание нового маршрута экспорта газа в Европу по акватории Балтийского моря. Протяженность газопровода составляет 1224 километра, диаметр – 1200 миллиметров, рабочее давление – 222 Мпа. Первая нитка производительностью 27,5 миллиардов кубометров в год введена в эксплуатацию, после ввода второй нитки в 2012 году производительность газопровода составит 55 миллиардов кубометров в год.
Магистральный газопровод «Грязовец-Выборг» предназначен для обеспечения поставок газа в газопровод «Северный поток» и потребителям Северо-Западного региона России. Протяженность газопровода – почти 900 километров, диаметр – 1420 миллиметров, рабочее давление – 9,8 Мпа. Проект предусматривает строительство семи компрессорных станций, включая компрессорную станцию «Портовая» на берегу Финского залива в районе Выборга. Текущее состояние проекта на сегодняшний момент таково. Линейная часть первой нитки магистрального газопровода Грязовец-Выборг сдана в эксплуатацию 30 декабря 2010 года, в 2011 году введены в эксплуатацию пять компрессорных станций первой нитки газопровода, в том числе первая очередь компрессорной станции «Портовая», это 210 мегаватт. В настоящее время ведется строительство второй нитки на участке Грязовец-Выборг, ввод в эксплуатацию компрессорных станций линейной части второй нитки на этом участке запланирован осенью этого года.
По объектам компрессорной станции «Портовая», необходимым для ввода второй нитки «Северного потока», будут построены также в соответствии с планами в III квартале 2012 года, то есть, здесь синхронизация обеспечивается.
Газотранспортная система с полуострова Ямал, «Бованенково-Ухта-Торжок», позволит обеспечить транспортировку газа из газодобывающего региона в район компрессорной станции «Ухта», практически рядом с городом Ухта, и далее по направлению Ухта-Грязовец-Торжок. Протяженность трассы новой газотранспортной системы составляет свыше 2400 километров, в перспективе, к 2030 году объем транспортировки газа с полуострова может достичь объемов порядка 280-315 миллиардов кубометров в год. Ввод первого пускового комплекса по обустройству Бованенковского месторождения и первой нитки системы магистральных газопроводов «Бованенково-Ухта» планируется осуществить в июне текущего года. Производительность системы «Бованенково-Ухта», которая будет состоять из двух ниток, обеспечивает объем транспортировки газа до 115 миллиардов кубометров в год, с возможным дальнейшим увеличением до 140 миллиардов кубометров.
Трасса будущего газопровода на участке «Бованенково-Ухта», характеризуется значительной удаленностью от производителей материально-технических ресурсов, неразвитостью транспортной, энергетической, социальной, рыночной инфраструктуры, большой протяженностью участков газопроводов, суровым климатом, вечной мерзлотой, болотистой и гористой местностью, значительной обводненностью, и, как следствие, наличием большого количества переходов через водные преграды, самый большой переход – это переход через Байдарацкую губу протяженностью 76,4 километра, это две нитки. Конечно же, эти факторы тоже оказывают влияние на реализацию этого проекта, и с точки зрения проектных решений, и с точки зрения ведения самого строительства.
В целях повышения эффективности транспортировки газа газопроводы на участке «Бованенково-Ухта» будут эксплуатироваться с давлением 11,8 Мпа, что определило применение при строительстве новых технологий и новых материалов.
Текущее состояние проекта. Активно ведутся строительно-монтажные работы, как на линейных участках, так и на компрессорных станциях. Плановый срок подачи газа на участке «Бованенково-Ухта», как я уже говорил, июнь 2012 года.
Об основных направлениях развития транспорта газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Россия располагает богатейшими ресурсами углеводородов на Востоке, в настоящее время в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке функционируют отдельные локальные газопроводы, которые обеспечивают поставки газа для нужд местных потребителей. Условия создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке газотранспортной системы характеризуются труднодоступностью районов, удаленностью объектов строительства от производителей материально-технических ресурсов, неразвитостью социальной, транспортной, энергетической, рыночной инфраструктур, фактически повторяю то, что было сказано для газопровода «Бованенково-Ухта», также непростой, достаточно суровый климат, и есть все «прелести», связанные с вечной мерзлотой, болотистой, гористой местностью, но еще добавляется высокий уровень сейсмичности.
Формированию газовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке уделяется особое внимание Правительством Российской Федерации. В связи с этим была разработана и утверждена государственная «Восточная газовая программа», ее стратегической задачей является организация нескольких новых газодобывающих центров, которые будут объединены единой системой магистральных газопроводов. Это газодобывающие центры в Красноярском крае, Иркутской области, Якутии, на Сахалине, а также на Камчатке. Планируется, что в этих регионах уже к 2020 году будет добываться порядка 110 миллиардов кубометров газа. Сжиженный природный газ Сахалина сегодня получает потребителей в Японии и Корее.
Важнейшим проектом в рамках восточной программы, которая сегодня реализуется «Газпромом», является газопровод «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». В третьем квартале 2011 года завершено строительство первого пускового комплекса, следующим важным шагом станет создание газотранспортной системы «Якутия-Хабаровск-Владивосток».
Благодаря реализации названных проектов, природный газ в необходимых объемах получат российские регионы на дальнем Востоке, а также будут созданы необходимые предпосылки для организации расширения поставок природного газа из России в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
Теперь вернемся на европейскую часть России, несколько слов по газотранспортной системе «Южный коридор». ГТС «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». Проект строительства газотранспортной системы «Южный коридор» реализуется на территории восьми субъектов Российской Федерации, это Нижегородская область, Республика Мордовия, Пензенская область, Саратовская область, Волгоградская область, Воронежская область, Ростовская область и Краснодарский край. В рамках этого проекта планируется сооружение почти 2,5 тысяч километров магистральных газопроводов, десяти компрессорных станций общей мощностью 1473 мегаватта. Проект будет осуществлен до декабря 2019 года в два этапа. Первый этап реализации проекта «Южный коридор» предлагает строительство линейной части ГТС протяженностью 834 километра от компрессорной станции «Писаревка» в Воронежской области до КС «Русская» в Краснодарском крае, включая попутно сооружение еще четырех компрессорных станций. И в рамках первого же этапа предусмотрено строительство перемычки от КС «Кубанская» до КС «Кореновская» протяженностью 50 километров. Кроме того, планируется реконструкция существующего коридора «Петровск-Писаревка».
Второй этап реализации проекта строительства ГТС «Южный коридор» включает в себя сооружение линейной части протяженностью чуть более 1600 километров и шести компрессорных станций на территории семи субъектов Российской Федерации. В соответствии с планом, первый этап строительства ГТС «Южный коридор» начнется уже в декабре 2012 года, а завершится в 2015 году одновременно с пуском первой очереди «Южного потока».
Текущее состояние проекта на сегодняшний день. Завершена подготовка проектной документации первого этапа строительства, и документация передана на экспертизу, сейчас находится на экспертизе.
Газопровод «Южный поток». По южному коридору, о котором я сейчас рассказывал, газ будет подаваться, в том числе, и в «Южный поток», строительство которого, в соответствии с поручением руководства страны, начнется досрочно, в декабре 2012 года. Проектируемый газопровод «Южный поток» проектной мощностью 63 миллиарда кубометров предназначен для обеспечения поставок российского природного газа в страны Южной Европы через Черное море, с учетом использования лучших существующих сегодня технических и технологических решений. Общая протяженность черноморского участка составит около 900 километров, максимальная глубина, по которой будет проходить газопровод, это два километра, проектная производительность – 63 миллиарда.
Текущее состояние. В соответствии с поручением руководства страны одобрен подробный план мероприятий, позволяющих приступить к ускоренному строительству газопровода «Южный поток», не в 2013 году, как это планировалось, а уже начиная с декабря 2012 года.
Несколько слов о проектах, которые находятся в перспективе. Проект «Алтай». Для реализации поставок газа из Западной Сибири в Китай предусматривается создание новой трубопроводной транспортной системы «Алтай» с существующим транспортным коридором, с последующим продолжением уже самостоятельно самого магистрального трубопровода через горы до западного участка российско-китайской границы. В сентябре 2010 года «Газпромом» и «Китайской национальной нефтегазовой компанией» были подписаны расширенные условия поставок газа из России в Китай, в этом документе зафиксированы основные, ключевые коммерческие параметры предстоящих поставок российского газа на рынок КНР по западному маршруту. Согласно достигнутым договоренностям, срок действия контракта составит тридцать лет, объемы поставок на полное развитие – 30 миллиардов кубометров в год. В настоящее время в рамках реализации проекта проведены предметные технико-экономические исследования маршрута, и завершена стадия обоснования инвестиций.
Следующий газопровод, который является перспективным, это газопровод «Мурманск-Волхов», этот магистральный газопровод позволит обеспечить поставки газа со Штокманского месторождения для потребителей Северо-Западного региона России и, в принципе, будут возможны поставки газа по этому газопроводу в газопровод «Северный поток». Протяженность газопровода составляет 1365 километров, диаметр – 1400, рабочее давление – 9,8 Мпа, десять компрессорных станций. Производительность газопровода, с учетом поставок газа потребителям Мурманской области и Республики Карелия, составит от 26 до 50 миллиардов кубометров в год, в зависимости от объемов добычи газа и производства сжиженного природного газа. Газопровод намечается проложить по территории Мурманской области, Республики Карелия и Ленинградской области. Нужно сказать, что трасса газопровода характеризуется значительным количеством переходов через водные преграды, наличием скальных грунтов и большого количества заболоченных территорий.
Сроки реализации этого проекта, конечно, тесно увязаны с проектом освоения Штокмановского месторождения.
Следующий момент, о котором я хотел бы упомянуть в своем выступлении, когда мы говорим о современном этапе развития газотранспортной системы России, невозможно обойти внимание вопросы развития комплекса подземного хранения газа. Подземному хранению газа России на сегодняшний день более пятидесяти лет. В Советском Союзе в 1990 году подземные хранилища находились на территории Российской Федерации, Украины, Белоруссии, Армении, Азербайджана, Казахстана, Узбекистана, Киргизии, Латвии, с общей максимальной суточной производительностью почти 500 миллионов кубометров газа – если быть точным, 498. После распада СССР российские ПХГ имели максимальную производительность порядка 300 миллионов кубометров газа в сутки. За десять лет, к сезонному отбору 2000-2001 годов, «Газпрому» удалось по российским ПХГ достичь показателя подземных хранилищ газа, сопоставимых с объемами, которые были в СССР. К осенне-зимнему сезону 2005-2006 годов основные показатели ПХГ были увеличены на 15%, а к сезону 2011-2012 годов – еще на 14,5%. К сезону отбора 2030-2031 годов планируется увеличение максимальной суточной производительности по ПХГ России, по сравнению с сезоном 1990-1991 годов в 3,6 раза. В настоящий момент «Газпром» эксплуатирует двадцать одно подземное хранилище газа в двадцати пяти объектах хранения, из них семнадцать – это в истощенных газовых месторождениях, и восемь – в водоносных структурах. Суммарная активная емкость по обустройству ПХГ, расположенных на территории Российской Федерации, на 31 декабря 2011 года составила 65,4 миллиарда кубометров. Газохранилища, расположенные на территории России, обеспечивают в отопительный период порядка 20% поставок газа российским потребителям и на экспорт, а в дни резких похолоданий эта величина может достигать и 30%. Сезон отбора 2011-2012 годов, в пиковый период отбора газа из ПХГ Российской Федерации, эта величина вот в этот сезон составила 33,7% от потребления газа на территории России.
«Газпромом» утверждены мероприятия по строительству и вводу объектов в 2011 году и задание по развитию системы подземного хранения до 2015 года, которые предусматривают увеличение максимальной суточной производительности ПХГ к 2015-2016 годам до 972 миллионов кубометров газа. В результате реализации мероприятий в 2011 году, к началу практически уже завершающегося осенне-зимнего сезона, были созданы запасы оперативного газа в объеме 65,2 миллиарда, что на 1 миллиард 250 кубометров выше аналогичного показателя предыдущего сезона, и обеспечена потенциальная суточная производительность на начало сезона в объеме 647,7 миллионов кубометров, что почти на 28 миллионов превышает прошлогодний показатель. К предстоящему сезону отбора «Газпром» планирует увеличить оперативный резерв газа с 65,2 до более чем 66 миллиардов, максимальную суточная производительность с начала сезона планируется поднять более чем на 20 миллионов. Я напомню, что в прошлом сезоне на начало максимальная суточная производительность составляла 647,7 миллиона кубометров.
Необходимо отметить, что «Газпромом» также сформирован комплекс синхронизированных с развитием ПХГ мероприятий, направленных на расширение отдельных участков газотранспортной системы, задействованных в обеспечении транспортировки и увеличении объемов газа, и закачки и отбора газа.
Если вернуться к развитию магистрального транспорта в рамках программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи и транспортировки газа, то на сегодняшний день ведется поиск геологических структур для создания в этих регионах подземных хранилищ газа. Вот варианты размещения подземных хранилищ в этом регионе приведены на данном слайде.
Еще один аспект, на который я хотел бы обратить ваше внимание, это вопросы, связанные с реконструкцией действующих мощностей. «Газпром» рассматривает реконструкцию в качестве одного из важнейших инструментов поддержания технического состояния производственных объектов, повышения надежности транспортировки газа, обеспечения промышленной и экологической безопасности ГТС. В «Газпроме» разработана и реализуется комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и подземного хранения на период с 2011-го по 2015 годы. Целевые задачи, поставленные в этой программе, сформулированы следующим образом. Это обеспечение планируемых потоков газа, повышение надежности транспортировки и поставок газа потребителям всех уровней, обеспечение промышленной и экологической безопасности газотранспортных объектов, повышение экономической эффективности транспортировки газа, включая ресурсо- и энергосбережение.
Результаты работ при реконструкции объектов транспортировки газа. Выполненный в 2011 году комплекс работ позволил обновить и модернизировать четырнадцать газоперекачивающих агрегатов общей мощностью 261 мегаватт, реконструировать почти 140 километров различных участков магистральных газопроводов и почти 300 километров газопроводов-отводов.
В завершение обсуждения новых проектов, наверное, было бы логично поставить такой вопрос – насколько предлагаемые сегодня к применению технологических решения отвечают современному уровню развития технологии трубопроводного транспорта? Вот примеры применяемых современных технологических решений на строящихся в настоящее время газопроводах и сравнительная оценка эффективности отечественных и зарубежных систем транспортировки газа по трубопроводам. Сравнение удельных показателей по эффективности трубопроводных систем на сегодняшний день наглядно демонстрирует, что применяемые решения соответствуют мировым показателям, а по каким-то моментам и опережают мировые стандарты.
Вот на этой оптимистичной ноте я хочу закончить свое выступление. Благодарю вас за внимание. Спасибо.
Межевич. Спасибо, Олег Евгеньевич. Слово для следующего доклада предоставляется Баркову Михаилу Викторовичу, вице-президенту компании «Транснефть».
Барков. Уважаемый Валентин Ефимович, уважаемые коллеги, гости! Я являюсь вице-президентом компании «Транснефть» и я, с вашего позволения, расскажу о компании, об инвестиционных проектах компании и о моментах экономических, политических, которые связаны с деятельностью компании.
Компания «Транснефть» в настоящее время управляет уникальной системой нефтепроводов, которой, в общем-то, нет равной в мире. С точки зрения протяженности нефтепроводов мы занимаем второе место в мире, но с точки зрения именно содержательной и сущностной характеристики системы, та же система Соединенных Штатов, которая фрагментирована, она не может конкурировать с нами именно в части уникальности. Система эта создавалась в течение десятилетий, система эта является достоянием нашего народа и тем, чем принято гордиться. Разумеется, мы это не относим к компании, именно это достояние государства, достояние нашего Отечества.
Уникальность системы заключается в том, что она состоит из системы сообщающихся сосудов, которые позволяют практически одномоментно на огромные расстояния осуществлять операции по транспортировке нефти, как вы знаете, у нас основной бренд – это Urals, который смешивается в системе магистральных нефтепроводов и резервуарных мощностей, и отправляется на экспорт, хотя, основной задачей является не только осуществление не только экспортных поставок, но и поставок внутри России. Таким образом, мы можем нефть, добытую в Самотлоре, в течение буквально операционных минут, которые потребуются для того, чтобы принять решение о транспортировке и о погрузке, грузить на танкер в том же Новороссийске, в Приморске или в Козьмино, хотя в Козьмино пока только теоретически, практически из Самотлора нефть там пока грузить нельзя.
Система состоит из свыше 70 тысяч магистральных, подчеркиваю, магистральных нефтепроводов, потому что в России существует существенная система так называемых промысловых нефтепроводов, которые не имеются в виду. Система состоит из 487 нефтеперекачивающих станций, подчеркну для тех, кто думает, что это некий насос, стоящий в степи или в тайге, что нефтеперекачивающая станция – это фактически завод, который потребляет и огромную энергию, который обслуживают десятки, а иногда и сотни человек, и который является очень серьезным технологическим сооружением.
Инвестиционная программа компании на будущий год у нас составляет 107,8 миллиарда рублей, и по аспектам реализации этой программы я далее пройдусь. Компания реализует как государственную стратегию развития нефтегазотранспортной отрасли до 2030 года, так и недавно принятую советом директоров компании собственную программу развития до 2020 года. Недавно состоялось, с нашей точки зрения, да и с точки зрения любого человека, который разбирается в экономике и может дать оценку тому, что происходит в экономической сфере страны, событие исторического значения, это запуск нефтепроводной системы Балтийская трубопроводная система-2. Состоялось это 23 марта нынешнего года, председатель Правительства Владимир Владимирович Путин присутствовал при этом запуске. И в чем историчность этого события? Историчность этого события заключается в том, что впервые за время своего существования нефтетранспортная система как Российской Федерации, так и бывшего Советского Союза полностью перестала зависеть от стран-транзитеров и от комплекса потребителей, которые в той или иной степени влияли на возможность формирования цен, что в свое время сказалось в какой-то степени и на судьбе Советского Союза. Таким образом, с 23 марта мы можем независимо от позиции политического и экономического руководства Белоруссии нашей дружественной или не менее дружественной Украины транспортировать нефть в страны Европы и далее.
Система состоит из восьми нефтеперекачивающих станций, протяженность – тысяча километров, и построен новый порт Усть-Луга, который станет в перспективе, одним из крупнейших хабов в Европе, в силу того, что там будут не только нефть и нефтепродукты, там уже сейчас отгружается уголь, минеральные удобрения. Это будет очень мощный и динамично развивающийся порт России на Балтике, во всяком случае, среди российских портов, а это прежде всего Приморск, равных ему не будет.
Следующая система, о которой я хочу вам коротко рассказать, это нефтепроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это также уникальная система, которая позволила в настоящее время, а тем более в перспективе прекратить зависимость России только от западных потребителей и выйти на перспективный, уникальный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Система эта не является изобретением только нынешнего времени, в свое время она была запроектирована, был проект, в принципе, в 60-е годы прошлого века, но лобби по строительству БАМа было более сильным, и поэтому первым начал строиться БАМ, ну, а потом история сложилась таким образом, что проект «Восточная Сибирь – Тихий океан» был заморожен. Есть такая версия, что этот проект является детищем господина Ходорковского. Коренным образом от проекта, который имел в виду Ходорковский, отличается эта система, в силу того, что Ходорковский предполагал транспортировку нефти, прежде всего его компанией, в Китай, таким образом, российский потребитель полностью зависел бы от одного покупателя, от одного потребителя, и так цель, которая ставилась и ставится с запуском системы ВСТО, то есть, достичь Азиатско-Тихоокеанского региона и рынка, она не реализовывалась бы. Это совершенно разные подходы и, конечно, система ВСТО – это именно в этом смысле уникальная система.
Система имеет протяженность 4740 километров, будет насчитывать сорок три нефтеперекачивающих станции. Она состоит из двух частей, первая часть – это ВСТО-1, которая уже запущена 30 декабря 2011 года Владимиром Владимировичем Путиным, и вторую часть ВСТО, которая делается в настоящее время, завершается, мы предполагаем запустить в октябре-ноябре этого года, если все сложится удачно. Запуск системы будет осуществляться предположительно в Хабаровске, как мы планируем, и это будет примерно на два года ранее, срока, запланированного Правительством в соответствующем распоряжении, то есть, ранее конца 2014 года.
Система позволит транспортировать нефть прежде всего потребителям Российской Федерации, это НПЗ, в частности, с запуском второй очереди ВСТО увеличатся поставки на Хабаровский НПЗ и на НПЗ в Комсомольске-на-Амуре. Очень важным будет экспортное направление, которое будет реализовываться из порта Козьмино на восточном побережье Российской Федерации.
Частью системы ВСТО является ответвление на Китай, которое состоит из 64 километров магистральной трубы, двух нефтеперекачивающих станций, и протяженность географическая от Сковородино в Российской Федерации до Мохэ на китайской территории, и далее до города Дацин и комплекса нефтеперерабатывающих заводов этого города. Мощность системы – 15 миллионов тонн, по ней, в соответствии с российско-китайскими договоренностями, транспортируется вот уже четыре года бесперебойно нефть Российской Федерации, и эту практику мы будем продолжать, она выгодна и китайской стороне, и российской стороне.
Следующий момент, – это система, которая не имеет отношения прямого к системе «Транснефти», но является, тем не менее, очень важной и интересной нефтетранспортной системой в Российской Федерации, это система Каспийского трубопроводного консорциума. Компания «Транснефть» осуществляет доверительное управление этой системой, и Российская Федерация обладает самым большой долей в Каспийском трубопроводном консорциуме, - 31%. Система насчитывает полторы тысячи километров, из которых бо́льшая часть, более тысячи километров, проходит по территории Российской Федерации. Расширение системы предполагает увеличение мощности с 28 миллионов тонн до 76 миллионов тонн, возможно, с тем, что будут применяться присадки, до 83 миллионов тонн. Рассчитана она на транспортировку нефти с богатейших месторождений Казахстана, в частности, с Карачаганака, Кашагана, и рассчитана на транспортировку российской нефти, прежде всего нефти «ЛУКОЙЛа» и «Роснефти», из месторождений, которые прилегают к Каспийскому бассейну.
Каспийский трубопроводный консорциум – это уникальное международное объединение, которое содержат девять дольщиков, как государств, так и крупнейших нефтяных компаний мира, и мы надеемся, что реализация этого проекта будет успешно завершена.
К этому проекту примыкает многострадальный проект Бургас-Александруполис, который пока что является попыткой расшивки вопроса так называемых турецких проливов, проливов Босфор и Дарданеллы. Эти проливы обладают очень сложной географической и геологической составляющей, в частности, танкеры, которые идут по проливам, осуществляют двенадцать достаточно рискованных маневров, прежде всего в узких коридорах пролива Босфор, и в течение, в общем-то, длительного времени ставится вопрос о том, чтобы, во-первых, эти проливы разгрузить, во-вторых, построить байпас, который гарантировал бы потребителей в Европе и не только в Европе от тех проблем, которые могут возникать, в частности, в 1978 году там была серьезная авария с танкером, и никто не гарантирован, что подобное не случится в будущем. Байпас, конечно, будет построен, и вокруг этого идет и экономическая, и политическая борьба. Как вы знаете, в последнее время болгарские коллеги приняли решение о выходе из проекта, но мы такой возможности им не дадим, существует межправительственное соглашение, которое им надо исполнять, и существуют механизмы, которые приняты в цивилизованном мире, если они не хотят с нами дружить. Потом, Болгария – это не только господин Бойко Борисов, есть болгарский народ, есть другие политические силы, которые, мы надеемся, через два года придут к власти, поэтому мы, во-первых, проект не собираемся оставить, мы его как бы замораживаем, оставляя минимальные, как штатные, так и иные ресурсы для того, чтобы он функционировал, прежде всего, правовые, и надеемся на то, что этот проект будет реализован. В принципе, сейчас существует порядка пятнадцати проектов обхода турецких проливов, из них семь реальные, остальные фантазии, и вот из этих семи реальных Бургас-Александруполис – наиболее продвинутый, наиболее экономически обоснованный, и он уже имеет утвержденное ТЭО. Бо́льшая часть бюрократического пути пройдена. Но, увы, при строительстве нефтепроводов, так же, как и газопроводов одной из серьезнейших трудностей является борьба с бюрократией, как отечественной, так и международной. Компания «Транснефть» построила бы нефтепровод Бургас-Александруполис за несколько месяцев, а бюрократическими проволочками мы занимаемся уже практически пять лет.
Далее мы перенесемся из солнечной Болгарии на север Российской Федерации, и я немножко расскажу вам о системе двух нефтепроводов магистральных, от Заполярья до Пурпе и Самотлора. Это уникальная нефтепроводная система, которая уникальная тем, что, во-первых, северная ее часть проходит, впервые в истории строительства нефтепроводов в Российской Федерации и в Советском Союзе, по Заполярью. Во-вторых, вторая, нижняя ветка, Пурпе-Самотлор, она является сейчас основной перемычкой, стала основной перемычкой между западной частью нефтепроводной системы Российской Федерации и ее восточной частью. На что нам намекали наши коллеги и партнеры из Европы, в частности, что «мол, со строительством нефтепроводной системы Восточная Сибирь – Тихий океан вы получаете возможность маневрировать нефтью из западного региона на восток, таким образом, вы можете нам сделать неприятно», мы говорим, что «неприятно мы делать вам не будем», и это действительно так, мы неоднократно заявляли, что никаких снижений поставок нефти на западном направлении не будет, но у нас появляется очень мощный механизм защиты от всевозможных неприятностей или недружественных отношений в адрес Российской Федерации на поле транспортировки нефти. С перемычкой Пурпе - Самотлор мы сможем перебрасывать значительные нефтяные объемы, а в перспективе они будут увеличиваться с точки зрения пропускной способности ВСТО-2, на восток. Эта возможность, как если сравнить нашу нефтепроводную систему с человеческим организмом, возможность иметь не одну руку, а две руки, что, вы сами понимаете, гораздо эффективнее.
Нефтепроводная система Заполярье - Пурпе в половине своей сдана, Пурпе - Самотлор уже функционирует, он был запущен в прошлом году. Что касается Заполярье - Пурпе, то эта система с настоящее время начинает строиться, она уникальна в силу тех обстоятельств, о которых я сказал, и в силу того, что сложнейшая география, сложнейшая геология, сложнейшие природные условия, это, конечно, без преувеличения, без кавычек и натяжек подвиг наших строителей, когда в сложнейших условиях, условиях вечной мерзлоты, условиях пятидесятиградусных морозов возводятся сложнейшие инженерные сооружения.
У нас, в частности, на строительстве первой части ВСТО, при переходе Лены, когда были морозы свыше пятидесяти градусов, импортные экскаваторы, хотя они и рассчитаны на работу в сложных условиях, периодически ломались – летела гидравлика, рассчитанная на Заполярье, и так далее. Наши люди их чинили, и работали, при пятидесяти и более градусах мороза. К сожалению, наша пресса уважаемая, которая и здесь присутствует, в большей степени любит, что если где-то кто-то сгорел, в каком-то детском садике кто-то отравился, это, конечно, тоже здорово и интересно, а вот то, что происходит на стройках, особенно вот таких вот, якутских, заполярных, как системы «Газпрома», там и системы «Транснефти», к сожалению, не всегда это интересно и интересует, хотя, на мой взгляд, в обществе есть много людей, которые устали от чернухи, и хотели бы слушать то, каким образом развивается страна. Но это так, лирическое отвлечение для уважаемой прессы, которая здесь присутствует.
Нефтепроводная система Заполярье - Пурпе, строится большей частью на сваях, система уникальная. Хотя мы в какой-то степени использовали опыт Аляскинского нефтепровода, куда мы ездили, изучали опыт коллег из Соединенных Штатов Америки, но наши системы поддержки во взвешенном состоянии трубы, они другие, они более, на наш взгляд, технологичны, интересны, и более приспособлены к нашим условиям.
И, завершая разговор о реализации нашей инвестиционной программы, я хотел бы сказать о важнейшей и сложнейшей задаче по обеспечению безопасности трубы, по решению вопросов приведения в порядок той системы, которая создавалась десятки лет назад, здесь я говорю только о системе «Транснефти». К сожалению, в течение 80-х годов практически, в течение 90-х, вообще система практически не ремонтировалась. То, что сейчас делает компания «Транснефть», это борьба за то, чтобы у нас, не дай Бог, никаких техногенных катастроф не происходило. Вкладываются огромные усилия, вкладываются серьезные ресурсы в то, чтобы нефтепроводы 60-х годов, да и 70-х годов, которые уже подходят к крайней степени изношенности, заменялись. Это тяжелейшая, иногда не менее сложная работа, чем постройка новой трубы, работа эта делается сейчас не то что на регулярной основе, а темпами и в объемах, которые раньше, отсутствовали как в Российской Федерации, так и в СССР. В частности, в этом году мы подняли, как у нас говорят, порядка 3 тысяч километров трубы, реконструировали, это темпы очень большие, мы их будем наращивать. Это, прежде всего, касается тех нефтепроводных систем, которые лежат у нас на европейской территории Российской Федерации, у нас записано в нашей стратегии, что до 2020 года компания «Транснефть» избавится от проблемных участков нашей системы. Наша система, она и сейчас надежна, по надежности она абсолютно не уступает по показателям систем стран Западной Европы и Соединенных Штатов, но она будет еще более надежна. Для этого у нас есть и ресурсы, и кадры, и технологические достижения. В частности, могу сказать, что диагностическая система, которая применяется в компании «Транснефть», которая разрабатывается нашей дочерней компанией «Диаскан», является лучшей в мире. И наша диагностическая служба также в нашей сфере, в сфере нефтепроводной, говоря словами Владимира Семеновича Высоцкого, впереди планеты всей. Это радует.
В заключение хочу поблагодарить коллег за то, что выслушали меня. Позже, да? Тогда спасибо за внимание.
Межевич. Спасибо большое, Михаил Викторович, я с удовольствием выслушал ваш доклад, и сравниваю с тем, что мы выслушали в 2009 году, когда «Транснефть» декларировала буквально десятками километров всего лишь замены трубопроводов, под речными переходами, и так далее. То, что мы услышали сейчас, это более 3 тысяч километров, это означает, что очень серьезно взялись за модернизацию, за повышение надежности. Понимаем прекрасно, что у вас, кроме износа, есть еще проблема нелегальных врезок, с которыми мы тоже достаточно успешно боретесь.
Я хотел бы буквально несколько слов сказать. Хотелось бы поблагодарить наши самые мощные, самые главные компании, которые занимаются транспортом углеводородов по территории России. Мы видели с вами на картах только фрагменты трубопроводной инфраструктуры, а если посмотреть, когда все это совмещено на одной карте, то это вызывает сначала просто шок, потом уважение. Я хочу подтвердить, что то, чем сегодня занимаются «Транснефть» и «Газпром», создавая новую трубопроводную магистральную инфраструктуру в Восточной Сибири, в Якутии, на севере Красноярского края, это действительно чрезвычайно сложная задача. Они идут по территориям, где плотности населения практически никакой, там очень редки населенные пункты, в которые даже доставка ГСМ для обеспечения жизнедеятельности возможна только в течение двух навигационных периодов, за один не успевают, то есть, за два года начинают завозить ГСМ. Конечно, это сложно, там нет ничего, приходится не только трубопроводы прокладывать, но создавать и дорожную инфраструктуру, и энергетическую, и так далее. И с учетом того, что тундра намного более хрупкая экологическая система, чем европейская, поскольку там, если что-то нарушено, то это не восстанавливается десятилетиями, поэтому там особые требования к прокладке трубопроводов.
Я хочу напомнить, несколько лет назад, когда строился знаменитый трубопровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», наверное, это был один из первых случаев, когда и политическая власть, и правительство прислушались к мнению общества, и мне, как представителю Иркутской области, это было очень приятно, когда трубопровод решением президента отвели от Байкала, повели его по более северным территориям, создав «Транснефти», конечно, намного больше хлопот и больше затрат, но, тем не менее, эта новая трассировка трубопровода ВСТО привела к очень серьезным эффектам, в том числе и экономическим. Дело в том, что он пошел по тем территориям, где сегодня мы наблюдаем создание новой нефтегазовой провинции России, там идет очень активная разведка, практически каждый квартал идет информация о постановке на запас все новых и новых разведанных запасов нефти, и ВСТО заполняется нефтью, которая добывается в месторождениях на севере Иркутской области.
Хочу задать коллегам вопрос, и Олегу Евгеньевичу, и Михаилу Викторовичу. У Совета Федерации и Государственной Думы есть некий, невыясненный до конца с исполнительной властью вопрос о том, какие же законы необходимы. Один из законов мы уже назвали, проект закона «О магистральных трубопроводах» до сих пор лежит в Государственной Думе, движения нет, и неоднократные попытки его двинуть, начинать его рассматривать, дорабатывать пока не увенчиваются успехом.
А второй вопрос, это вопрос больной, о попутном нефтяном газе, который мы сегодня в достаточно больших количествах сжигаем, и ощущаем сопротивление от наших нефтедобывающих компаний, которые, так сказать, с великой неохотой идут на его переработку, это очень ценное сырье. Закон о попутном нефтяном газе тоже находится сегодня на рассмотрении федеральных органов исполнительной власти, и тоже пока нет движения.
Закон о газомоторном топливе, все больше мы получаем информации о том, что появляется транспорт, который работает либо на компримированном газе, либо на сжиженном, закона тоже нет, который бы регламентировал развитие этого вида транспорта.
Ну, и третий закон, который, по мнению федеральных органов исполнительной власти, мог бы закрыть все эти проблемы, он называется закон «О нефти», он тоже пока еще до сих пор не реализован. И я хотел бы, неофициально, не для рекомендации, ваше мнение услышать, о месте этих законов, с какой скоростью, какие необходимо двигать вперед? Если вы можете ответить на эти вопросы. Прошу.
Аксютин. Валентин Ефимович, вы абсолютно правильно перечислили те законы, которые на сегодняшний день должны бы быть, и которые по разным причинам не существуют, но я бы что хотел сказать? Что касается попутного нефтяного газа, на сегодняшний день в «Газпроме» нет такого газа, который сжигается. У нас попутный нефтяной газ был на Уренгойском месторождении, можно сказать, что полтора, почти два года назад был реализован проект, который его утилизирует, на сегодняшний день этого вопросам, именно для «Газпрома», я подчеркиваю, нет.
Абсолютно правильно вы затронули вопрос о газомоторном топливе. Действительно, на сегодняшний день мы не используем ту перспективу и тот потенциал, который есть у нас в метане как моторном топливе. Это, конечно, экологический момент, который присутствует, но и момент экономический, который на сегодняшний день существующими законодательными актами позволяет, скажем, потребителям моторного топлива получать и экономическую выгоду при его использовании.
Говоря о тех законодательных актах, которые необходимы, - о техническом регламенте по магистральным газопроводам, потому что на сегодняшний день существующие СНиПы не являются обязательными для исполнения для различных уровней власти – муниципального и на территориях, которые приводят к определенным вопросам и проблемам, связанным с нарушением охранных зон, минимальных зон, расстояний до опасных объектов, мы считаем, что этот технический регламент очень важен, потому что в нем заложен очень большой потенциал безопасной эксплуатации наших объектов и, соответственно, здоровья и жизни граждан России.
Межевич. Спасибо большое за ответ. Да, действительно, такая проблема существует, она существует для всех линейных объектов. Если вы помните, не совсем связана, скажем так, с «Газпромом» и с магистральными трассами. Мы с вами переживали период ледяного дождя в Москве, и там тоже, так сказать, большое количество повреждений линий электропередач, и длительность восстановления была связана с тем, что не учтены были, как говорится, в разных нормах те самые безопасные расстояния, которые необходимы для надежной эксплуатации линий электропередач. Вот это проблема.
Аксютин. Да, абсолютно правильно. В принципе, подход у нас и у энергетиков один и тот же, и это нужно обязательно на законодательном уровне узаконить.
Межевич. Спасибо за ответ. Михаил Викторович, есть, что сказать?
Барков. Во-первых, Валентин Ефимович, спасибо огромное за добрые слова в адрес компании, мы их ценим, и я обязательно их передам президенту компании. Не сочтите это за мелкую лесть, это действительно приятно слышать, то, что столь ответственные руководители понимают то, в каких условиях работают и наши рабочие и инженерно-технические работники, так и в целом компания, которая является, наряду с целым рядом мощных, крупных компаний, прежде всего, «Газпромом», локомотивом отечественной экономики. То, что мы делаем, это не только труба, это колоссальный мультипликативный эффект, который распространяется практически на все отрасли народного хозяйства.
Что касается законодательных аспектов, то здесь Олег Евгеньевич сказал то, что фактически я повторять не буду, точно так же, только в нашей сфере, необходим закон о техническом регламенте эксплуатации нефтепроводного транспорта.
И, что касается многострадального закона «О нефтепроводном транспорте», который уже длительное время, к сожалению, не принимается, проблема заключается в том, что группировки лоббирования, и вот судьба таких проектов именно зависает из-за разнонаправленных действий различных лоббистских группировок. Я говорю это не как представитель «Транснефти», а как эксперт, а то потом скажут, что «Транснефть» обвиняла кого-то. Но уважаемые господа нефтяники, которые с нами работают, они имеют иногда диаметрально противоположные взгляды на вопросы, связанные с трубопроводным транспортом, в частности, по извечной проблеме тарифов, надо нам развиваться или не надо. Дай некоторым господам волю, они вообще не будут вкладывать ни во что, а потом, как известный владелец самой большой и самой дорогой яхты, уедут в определенное место, и плевать им на то, что осталось на территории Западной Сибири, а осталось там после него не очень хорошее пространство в части нефтедобычи.
Поэтому мы надеемся, что новый состав Государственной Думы, политические лидеры которого продекларировали, что они будут более эффективными, более динамичными, сдвинут с мертвой точки эту застарелую законотворческую проблему, которая напрямую влияет на развитие и функционирование нефтепроводного транспорта в нашей стране.
Межевич. Спасибо большое. Когда вы говорите о переходе через Лену, для меня это не пустые слова, я тридцать лет прожил на этой территории, очень хорошо себе представляю, как переходить через Лену в районе Усть-Кут-Киренск, какая там температура наружного воздуха, и что такое минус 55, я на себе тоже пробовал в течение четырнадцати лет, поэтому я понимаю, насколько сложно вам там работать.
Спасибо большое за ваши ответы. Мы продолжаем дальше. Слово предоставляется Медведеву Андрею Евгеньевичу, исполнительному директору компании «Промышленные силовые машины».
Медведев. Добрый день, уважаемые частники конференции! Меня зовут Медведев Андрей Евгеньевич. Темой моего доклада будет техническое оснащение трубопроводной инфраструктуры и те решения, которые мы реализуем в данной сфере.
Прежде чем я обращусь к основной теме доклада, я хотел бы очень кратко рассказать о нашей компании. Группа компаний «ПСМ» является одним из крупнейших российских производителей специального оборудования, такого, как дизельные электростанции, газопоршневые установки, насосное оборудование, в основном дизель-насосное оборудование, и блочно-модульные конструкции для создания комплектных энергетических и насосных станций. Бо́льшая часть нашего оборудования предназначена для использования в нефтегазовом секторе, в том числе при строительстве и эксплуатации трубопроводной инфраструктуры.
Как заявили предыдущие докладчики, в ближайшие годы, в соответствии со стратегическими планами компания «Транснефть» и «Газпром», планируется сооружение большого количества линейной части трубопроводов и трубопроводной инфраструктуры. В связи с этим, я считаю, что вопрос технического оснащения, он актуален для компаний, которые эксплуатируют, строят и ремонтируют структуру, а также для производителей.
Хотелось бы остановиться на проблемах, с которыми сталкиваются, как компании, которые работают в этом секторе, так и мы, как производители. Одновременно строится очень большое количество объектов в разных частях России и даже ближайших стран, очень сжатые сроки ввода в эксплуатацию, одновременно работает на разных объектах большое количество генподрядчиков, так и подрядчиков, которые привлекают вот эти компании. Идет постоянное увеличение парка техники. Кроме того, очень большое количество объектов инфраструктуры сейчас строится в заполярных условиях, при очень низких температурах, условиях вечной мерзлоты, болотистой местности.
В связи с теми проблемами, которые существуют, мы, сформулировали задачи, которые стоят перед нашей компанией, по обеспечению трубопроводной инфраструктуры современным технологическим оборудованием. В большинстве случаев мы стараемся адаптировать наше серийное оборудование конкретно для данной отрасли, а также для условий эксплуатации. Во многих случаях приходится не просто делать адаптацию и модернизацию существующих серийных установок, а также приходится разрабатывать новые виды техники, о чем я расскажу позже. Кроме того, приходится использовать материалы, и адаптировать оборудование для работы в очень жестких климатических условиях. Мы стараемся максимально обеспечивать поставку оборудования в связи с теми сжатыми сроками, которые ставят заказчики. Так как у них существуют парки техники, которые у многих состоят из нескольких десятков тысяч единиц, нам необходимо унифицировать используемые комплектующие, такие, как, например, дизельные двигатели, под другую технику, которая есть у них.
В отрасли иногда еще существуют, хотя сейчас разработано очень много новых стандартов, стандарты, которые были разработаны около тридцати лет назад. В качестве примера можно привести стандарт, который нас касается, потому что мы делаем агрегаты наполнительные опрессовочные для испытания, соответственно, если взять таблицу из данного стандарта, в котором часто очень структуры заказывают, в соответствии с которым, на текущий момент, большая часть оборудования, которое здесь прописано, морально, технически устарела, либо просто не производится.
Коротко остановлюсь на том оборудовании, которое мы производим для данных условий. Насосное оборудование. Нами разработано более десяти модификаций установок для гидравлического испытания трубопроводов, то есть, агрегатов наполнительных опрессовочных, на базе двигателей отечественных, на базе импортных двигателей. Кроме того, на базе импортных установок, на базе итальянских установок были разработаны дизельные насосы, самовсасывающие дизель-насосы для откачки воды из траншей трубопроводов, которые имеют существенно лучшие эксплуатационные характеристики, а самое главное, адаптированы для российских условий.
Существует большое количество частей линейных трубопроводов, которые идут не по земле, приходится строить подземные и подводные переходы. Для этих условий нами были модернизированы существующие гидромониторы, которые используются для строительства и ремонта данных переходов. Кроме того, было разработано более тридцати различных установок для водопонижения и проведения гидроиспытаний.
В 2011 году совместно с немецкой компанией «KSB», производителем насосного оборудования, нами была спроектирована резервная дизель-насосная установка, которая предназначена для системы пенного пожаротушения, и она была предназначена для компании «Транснефть». Кроме того, в настоящее время, кроме производства силовых приводов, которые мы раньше делали, мы готовы производить передвижные насосные установки серии ПНУ для «Транснефти».
Еще коротко хотелось бы остановиться на решении, это резервные дизель-перекачивающие станции, которые используют для своих целей не дизель-генератор, который предназначен для резерва существующей электронасосной перекачивающей станции, а установки с прямым механическим приводом. Система состоит из нескольких насосных блоков и вспомогательных систем, таких, как операторная, блок подготовки топлива и модуль обеспечения собственных нужд с дизель-генераторами нашего производства.
Есть проект, на который хотелось бы обратить особое внимание. По заказу американо-швейцарской компании «Weatherford» нами была разработана установка для опрессовки подводных частей трубопровода морской водой. Эта установка была сделана в довольно сжатые сроки на базе импортных комплектующих.
Я уже отмечал, что у компаний-подрядчиков существует довольно большой парк техники, и часть этой техники необходимо модернизировать, ремонтировать, в настоящее время для компании «Стройгазконсалтинг» мы реализуем проект по модернизации парка агрегатов наполнительных. Также в 2011 году для «Востокнефтепровода», это одна из структур «Транснефти», была осуществлена модернизация наполнительных агрегатов.
Наша компания старается, кроме производства серийной продукции, в большинстве случаев разрабатывать технику специально для условий, мы стараемся делать установки с теми характеристиками, которые нужны, из тех комплектующих, которые нужны, и для тех условий, которые необходимы. Вот в качестве примера здесь изображена установка с давлением более 90 атмосфер, для которой «Ярославский моторный завод» специально модернизировал двигатели серии ЯМЗ-850.
Кроме этого, хотелось бы еще обратить внимание на энергетическое оборудование, которое мы производим для строительства трубопроводов. Более двухсот-трехсот, в зависимости от года, дизельных агрегатов мощностью от 100 до 200 киловатт устанавливают в составе сварочных мостов, энергопитания, строительства трубопроводов, которые делаются на базе «КАМАЗов», на базе автомобильной и тракторной техники. Кроме того, мы сами производим передвижные источники электропитания для строительных работ, в том году было отгружено более пятидесяти комплексов в такие регионы, как Надым, Бованенково. И, наверное, в принципе, порядка 30% произведенной нами продукции в том году составили установки, которые были произведены для автономного электроснабжения вахтовых поселков для компании «Стройгазконсалтинг», которая также в большинстве случаев занимается сооружением трубопроводной инфраструктуры.
Кроме оборудования для строительства магистральных и промысловых нефтепроводов, наша компания предлагает решения для электроснабжения уже существующей инфраструктуры, то есть нефтеперекачивающих станций, это либо резервные дизельные электростанции, либо автономные газопоршневые, либо двухдизельные установки.
Хотя наша компания и не принимает активного участия именно в строительстве и сооружении инфраструктуры, но мы максимально стараемся соответствовать тем требованиям современного оборудования, которые предъявляет заказчик, и наши специалисты довольно большое количество времени проводят на данных объектах. И даже можно сформулировать такую фразу, что нефть, газ и труба стали нашей судьбой.
Межевич. Спасибо за доклад, очень хорошо. Будем надеяться, Андрей Евгеньевич, что это вот тот самый средний бизнес, который вырастает рядом с крупными компаниями, то вы крепко стоите на ногах и будете развиваться.
И слово предоставляется Макарову Георгию Ивановичу, советнику президента, члену правления научно-исследовательского института по строительству и эксплуатации объектов ТЭК.
Макаров. Добрый день, уважаемые коллеги. Меня попросили выступить от имени ВНИИСТ, и рассказать о тех основных научных тенденциях и перспективах отраслевой науки в области проектирования и строительства трубопроводного транспорта, в которых ВНИИСТ принимал участие активное последние пять-семь лет, и рассказать о том, какие перспективы в дальнейшем мы ждем от применения новых инноваций.
Я выписал здесь, с моей точки зрения, пять наиболее важных, ключевых позиций, касающихся последних крупных проектов, начиная с «Восточная Сибирь – Тихий океан», в которых ВНИИСТ являлся генеральным проектировщиком, расширение Балтийской трубопроводной системы 2, газопроводная система «Бованенково-Ухта», и так далее. Когда у нас выполнялись эти проекты, возникла потребность сформулировать новые определенные научные направления, которые ВНИИСТ реализовывал, я кратко их перечислю, а потом расскажу подробно.
Применение высокопрочных высоковязких труб нового поколения повышенных категорий качества. Без этого нельзя повышать давление, производительность, мощность строящихся объектов. Второе, отказ от трассовых способов нанесения покрытий и использование труб только с заводской изоляцией. Эти моменты связаны с тем, что при перекладке труб, например, «Транснефть» меняет трубы полностью, не делает переизоляции, как до сих пор иногда еще встречается. Третье, отказ от ручной сварки при выполнении сварочно-монтажных работ, и переход на полностью автоматические и механизированные способы сварки. Весь трубопровод ВСТО сварен по новой технологии CRC-Evans в защитных газах автоматами с порошковой проволокой. Далее, реализация принципов малолюдной технологии единой автоматизированной системы управления, мониторинга и контроля магистрального трубопровода. Это та система, которая позволяет в режиме онлайн максимально исключить влияние человеческого фактора при принятии решений в штатных и внештатных ситуациях, и исключить разрушения, связанные с ошибками персонала. Новое направление, которое активно развивалось в последние годы, это планирование сроков и методов ремонта на основе оценки технического состояния. То есть, отказ от системы планово-предупредительных ремонтов и переход полностью на ремонт по состоянию, по результатам внутритрубной диагностики и обследования.
Я переходу к подробному изложению этих основных позиций. Трубы – это, конечно, основной элемент всей трубопроводной системы. От того, как меняются требования на трубы, зависит изменение требований на все остальные элементы системы – трубные детали, задвижки, вентили и так далее. Поэтому для труб, пожалуй, первичными являются технические требования в отношении всей системы специальных и общих технических требований на изделия, в том числе покупные. Если бы мы пошли по тому пути, который существовал двадцать лет назад при применении труб, мы вошли бы в тупик, и вот почему. Ну, как можно повысить мощность строящихся трубопроводов и их производительность при ограничении диаметров? Мы ограничены диаметрами 1420 миллиметров для газопроводов, и 1220 миллиметров для нефтепроводов. То есть, можно повысить производительность только за счет повышения давления. На сегодняшний день превышение давления по сравнению со СНиПом уже составляет 125 атмосфер, это, скажем, для нефтепровода ВСТО на отдельных участках. В перспективе есть даже планы и на 150 атмосфер, но, скорее всего, как показывает наша наука, это окажется неперспективным. Так вот, если бы мы использовали трубы прежних категорий прочности, классов прочности, скажем, К-56, К-55, типа 17-Г1-С, из которых в основном делали трубопроводы в конце 80-х годов, то мы бы толщины стенок при расчете где-то 40-45 миллиметров. Это нереально, такие толщины не дали бы нам возможности ни сварить, ни уложить, ни оттранспортировать. Поэтому, естественно, единственный путь – применение высокопрочных труб повышенных классов прочности.
ВСТО мы построили из труб К-56, К-60, К-65, и даже К-70 на отдельных участках. Я применяю в данном случае терминологию, нашу, отечественную классификацию, когда класс прочности определяется временным сопротивлением, в отличие от «Газпрома», который использует западную классификацию классов прочности, Х-100, например, означает 100 на 103, предел текучести в единицах, фунтах на квадратный дюйм. Поэтому мы стараемся использовать во ВНИИСТ отечественную, нашу классификацию, и здесь она показана. Вот классы прочности до К-80, перспективного класса прочности.
Теперь, помимо классов прочности, оказывается, нужно еще и категории качества. На сегодняшний день СНиП предусматривает четыре категории качества, здесь они обозначены как A, B, C, D, и они отличаются соответствующим коэффициентом запаса прочности. Понятно, что допускаемое напряжение, которые мы хотим повысить, для того, чтобы построить трубопровод с минимальной толщиной стенки, не больше, чем 27-30 миллиметров, я могу повысить допускаемое напряжение и расчетное сопротивление: а) за счет повышения прочностных характеристик, предела текучести, временного сопротивления; б) за счет снижения коэффициента запаса. За счет чего я могу снизить коэффициент запаса? Только за счет улучшения технологии. А технологию улучшать можно по значительно большему количеству параметров, чем сегодня приводится в паспортах на трубную продукцию.
До сих пор мы регламентируем в паспортах на трубную продукцию химический состав, механические свойства, соответственно, в редких случаях дополнительными характеристиками идут ударная вязкость, угол загиба, естественно, показатели свариваемости, углеродные эквиваленты, стойкость против трещин, и так далее. Но новые требования по созданию труб повышенных категорий качества потребуют применения существенно большего количества требуемых параметров, где-то до ста. Значит, войдут сюда параметры, которые раньше не входили, по трещиностойкости, как статической, так и динамической, в отношении протяженных разрушений для магистральных газопроводов, качество микроструктуры, которое нам, дает оценку того, как правильно был выполнен технологический передел на стадии изготовления листа, проката, имея в виду, что мы вынуждены использовать теперь только способы повышения прочности за счет термообработки, но никак не за счет повышения содержания углерода. Более того, металлургам пришлось освоить такие способы изготовления сталей, отказаться от лобового повышения процента углерода в стали, это, как известно, приводит к повышению прочности, но к снижению пластичности и вязкости. Металлурги освоили способы производства сталей контролируемой прокатки, и с ускоренным охлаждением на стадии прокатки, это дает возможность получать высокие характеристики как прочности, так и вязкости, и вязкости разрушения. Поэтому эти новые технологические подходы требуют контроля качества микроструктуры. ВНИИСТ разработал такие показатели, как, скажем, увеличение уровня зерна, шкала зернистости, наличие неметаллических включений и полощность.
Дополнительные требования, которые вводятся для труб повышенных категорий качества, для которых можно будет снизить соответствующие коэффициенты запаса. Это требования по микроструктуре – полощность, зернистость, наличие неметаллических включений. По пластичности и хладостойскости – это новые характеристики, которые ранее не применялись в паспортах на новую продукцию, относительное поперечное сужение и критическая температура хрупкости, то есть, это температура хрупко-вязкого перехода, мы должны обеспечить эту температуру ниже, чем температура эксплуатации минимальной температуры стенки трубы. Наконец, требования по вязкости разрушения. Это статическая трещиностойкость, она нам нужна для того, чтобы мы могли потом провести по результатам внутритрубной диагностики оценку технического состояния, обсчитать каждый дефект, и сказать, сколько ему еще служить, и когда надо проводить ремонт этого дефекта, через какое время и при каком давлении. Новая характеристика, - сопротивляемость протяженным разрушениям, она достаточно уже давно используется в различных зарубежных стандартах, сейчас существует достаточно законченная теория протяженных разрушений магистральных газопроводов, которая позволила создать таблицы требуемых значений показателей этого при различных сочетаниях рабочих характеристик трубопроводов.
Решение этой задачи опубликовано, имеется достаточно большое количество монографий и статей, и здесь эта теоретическая задача позволяет определить ту величину пластического значения необходимого пластического раскрытия вершины трещины, которую металл трубы должен обеспечить, чтобы протяженное разрушение не пошло, чтобы возникшая трещина где-то быстро затормозилась. Некачественные испытания, как проводятся обычно в Копейске, там три трубы хорошо разрушились, а шесть плохо, да? – а это методика, которая позволяет количественно назвать величину требуемой характеристики, которую надо иметь на металле, чтобы разрушение не стало протяженным.
Есть программа, которая рассчитывает эту характеристику, в зависимости от диаметра, в зависимости от рабочего давления, в зависимости от класса прочности есть заданная величина зависимости, протяженный трубопровод надземной, подземной прокладки, первой, второй, третьей, четвертой категории, категории «В», для них имеются свои характеристики. Они вполне достижимы, технологически реализуемы, и могут определяться при натурных испытаниях труб на разрыв.
У нас есть методики, утвержденные стандартом организации «Натурные испытания труб с надрезом и без надреза», которые позволяют проводить испытания на несущую способность и не трещиностойкость. Вот первый как раз СТО для этого и предназначен, на вязкость разрушения.
Результаты этих испытаний труб, выполненных на нашем полигоне в НИИСТ, которые позволяют определять характеристики трещиностойкости для конкретных труб. Дело в том, что эту характеристику, пластическое раскрытие вершины трещины в отношении сопротивляемости протяженного разрушения, невозможно определить в лабораторных условиях на малых образцах – нет такой возможности, создать адекватные условия разрушения в лабораторных условиях. Поэтому единственным способом испытания, как это делал раньше ВНИИгаз, как это делал ВНИИСТ, это испытания натурные на разрыв, причем можно жидкостью, совсем необязательно газом, газовые испытания, пневматические очень опасны. Эта методика отработана, она позволяет только при полигонных испытаниях определить эту характеристику, которая должна быть не меньше, чем та, которая указана в таблице, которую я перед этим показывал.
Как же будет развиваться трубная отрасль в дальнейшем, какие трубы допустимы, и на какие следует уровни давления идти, а на какие нет. Опыт показывает, что, требуемые характеристики для газопроводов в отношении сопротивляемости протяженному разрушению при давлении где-то уже свыше 150 атмосфер, вероятно, будут труднодостижимы. И я думаю, что в перспективе 150 атмосфер – это тот физический, так скажем, разумный предел, экономически обоснованный, который позволит нам получать металл такого качества, которое обеспечило бы и прочность, и вязкость разрушения, и пластичность. Иначе просто технологически, вероятно, не будет возможности строить трубопроводы в отношении протяженных разрушений. Я не беру морские, морские – там совершенно другая ситуация, я говорю о сухопутных, конечно. 150 атмосфер, я думаю, это примерный предел.
Теперь в отношении сварки. Во ВНИИСТ проводилась отработка сварки, технологии, которая пришла из CRC-Evans к нам. Мы отрабатывали технологические режимы сварки в защитных газах автоматами с порошковой проволокой, головками MC-300, которые позволили отработать нам вот эту технологию, и потом перенести ее на строительство трубопровода ВСТО, так называемая пошаговая распределенная технология, когда в каждой палатке варится только один тип шва. Например, мне нужно сварить в итоге один стык с сорока швами, первые – корневые швы, потом горячие, потом заполняющие, потом облицовочные, до 35-40 швов может быть, в зависимости от толщины стенки. Так вот, каждая палатка варит только один шов, и таких палаток столько, сколько этих типов швов. Дальше, как гусеница, эта конструкция пошагово перемещается. То есть, не надо переналаживать этот автомат, две идущие в противоположных направлениях сварочные головки. И мы подготовили полностью у нас в школе сварщиков ВНИИСТ так называемых операторов этих сварочных установок, которые у нас были сертифицированы, и потом они работали на трассе.
В отношении покрытий я уже сказал, значит, полный отказ от трассовых способов нанесения покрытий, и использование труб только с заводской изоляцией. Трубы с заводской изоляцией, безусловно, как мы разрабатывали требования, в основном полиэтиленовое трехслойное покрытие толщиной 3,5 миллиметра. Поэтому все эти квалификационные испытания должны проводиться в сертифицированных аттестационных центрах, таким центром является испытательный центр ВНИИСТ.
Какие сертификационные испытания проводятся. Вначале по сварке. Здесь определяются требования по тем категориям – полощности и зернистости и неметаллическим включениям. Механические испытания стандартные. Должен вам сказать, что благодаря «Транснефти», ВНИИСТ удалось полностью переоснастить свои испытательные лаборатории, и таких лабораторий, наверное, на сегодняшний день в отрасли больше нет, потому что полностью автоматизированные, компьютеризированные, с автоматической обработкой и автоматическим управлением.
Это уникальная установка для определения трещиностойкости при любых температурах, в том числе, это для того, чтобы можно было потом посчитать дефект, выявленный в результате внутритрубной диагностики, и сказать, насколько он докритичен, и сколько ему еще служить.
Дальше испытательный центр коррозии. Здесь покрытия защитные, в том числе и теплозащитные испытываются в общей сложности по семнадцати показателям, вот каждый из этих показателей, в том числе уникальные, проверяется в нашей лаборатории.
Скажем, для примера, это стойкость к ультрафиолетовому излучению, а справа копер для определения стойкости при ударе покрытия.
Единая система автоматизированного управления, контроля и мониторинга. Что это такое? Слева показана система технических требований, которую мы разрабатывали на механическую часть, на каждый элемент системы, справа то, что касается как раз элементов системы контроля и мониторинга. Это система датчиков, которые позволяют осуществлять мониторинг трубопроводов в процессе эксплуатации. Все, что здесь перечислено, мы разрабатывали технические требования, я лично занимался интеллектуальными вставками, я готов их показать на следующем слайде.
Эта интеллектуальная вставка представляет собой обечайку с системой тензо-датчиков, три розочки» под 120 градусов, дальше она тарируется, и в автоматическом режиме осуществляет подачу сигнала на территориальный диспетчерский пункт. Здесь она показана на стенде «Диаскана», где мы проводили испытания, прежде чем «Транснефть» приняла у нас этот документ.
Теперь последнее, что я хочу сказать, о системе формирования планов технического перевооружения, реконструкции и ремонта на основе оценки технического состояния, которые осуществляются по результатам внутритрубной диагностики и обследования. Тот огромнейший инструментарий, который мы получили в последние десятилетия, я имею в виду внутритрубные аппараты, внутритрубные инспекционные приборы, использующие различные физические принципы – ультразвуковые, магнитные и так далее, они позволяют нам сейчас выявлять практически все виды дефектов. И второй вопрос состоит в том, как организовать систему оценки допустимости дефекта по результатам того, что выявлено аппаратом.
Эволюция науки под названием дефектология проходила очень мучительно. Сорок лет всего этой науке. Еще до 1977 года, когда защищалась первая диссертация по оценке допустимости сварочных дефектов, до этого нельзя было употребить слово «дефект», можно было нарваться на обвинения во вредительстве, что кто-то там планирует дефекты. Поэтому говорили о технологических отклонениях, а не о дефектах. Оказалось, и стало ясно всем, что дефекты нельзя просто взять, и устранить, это нереально, это иллюзия, что можно устранить все дефекты. Можно устранить только те дефекты, которые мы видим, а мы половину тогда не видели. Поэтому дефекты нельзя полностью устранить, это догма, дефекты надо нормировать, также, как мы нормируем допуски и посадки. И вот когда эта идея пришла в научное сообщество, тогда появились первые подходы, как нормировать дефекты.
Первый, и самый простой подход к тому, как нормировать дефект, это так – геометрический признак, например, газовая пора или шлаковое включение свыше 3 миллиметров устраняется, до 3 миллиметров – пропускается. Это были первые нормы, они составлены были для контролеров. Разумеется, это тоже было не совсем правильно, потому что не учитывались ни свойства металла, ни величины нагрузок, ни геометрия конструкций, и так далее. Были первые подходы к нормированию такие. За базу, минимальную базу брать собственную концентрацию напряжения в детали, например, от сварного шва. Если концентрация напряжения от дефекта больше, чем концентрация напряжения от шва, устранять, если меньше, пропускать. Но и этого оказалось мало, и уже в последние пять лет ВНИИСТ разработал систему для «Транснефти», которая позволила нормировать дефекты в зависимости от конкретного напряженно-деформируемого состояния в области дефектов, с учетом реальных механических свойств металла, вырезанного в данном месте.
Вот эти два документа для «Транснефти» были разработаны ВНИИСТ. Один из них называется «Классификатор дефектов и методы ремонта», другой называется «Оценка допустимости дефектов труб и сварных соединений». Они действуют, насколько я знаю, эти документы.
Вот методология. Проводится расчет, назначаются методы ремонта, и на основе всего этого формируется оценка технического состояния, так называемая программа ТПР и КР (технического перевооружения, реконструкции и ремонта). Это позволило «Транснефти» сэкономить огромные деньги. Оказалось, что можно отказаться от системы планово-предупредительных ремонтов, когда надо было бы ремонтировать там тысячи и десятки тысяч километров, а ремонтировать только те дефекты, которые являются первоочередными, остальные дефекты, которые еще могут служить, согласно этим расчетам, можно будет ремонтировать позже.
Вот пример трубопровода, газопровода Оха – Комсомольск-на-Амуре, это для «Газпрома» было сделано. Оказалось, что в этом газопроводе были выявлены 729 дефектов. Их надо было бы устранять по старым подходам, по старым методикам, но пересчет по новым методикам, который был сделан ВНИИСТ, показал, что первоочередному ремонту подлежат только 87 дефектов, остальные дефекты, можно было перенести их ремонт на более поздний срок.
Вот сводка, как «Транснефть» сумела сократить количество своих ремонтов за счет применения вот этого нового подхода, который был применен. Сейчас база данных и методики расчетов по-прежнему находятся и во ВНИИСТ, и в «Диаскане», за последние годы, 2007-2009, оказалось, что количество дефектов, которые надо было бы ремонтировать, уменьшилось в разы, в 3,5-4 раза в среднем.
Межевич. Большое спасибо за доклад, Георгий Иванович. Уважаемые участники, Михаил Викторович Барков просит его отпустить, поскольку сегодня пятница, громадная компания «Транснефть» не может работать без постоянного надзора. Поэтому, прежде чем поблагодарить его за участие в конференции, я хочу высказать от оргкомитета форума большую благодарность, потому что «Транснефть» – регулярный участник наших форумов, и вручить диплом за активную работу, медаль и значок форума.
Барков. Спасибо, коллеги.
Межевич. Давайте будем продолжать, у нас осталось с вами не так уж много времени, чтобы завершить тремя последними докладами.
Я хочу предоставить слово генеральному директору ООО «ТДВ Евразия» Кондратьевой Ольге Витальевне.
Кондратьева. Уважаемые участники конференции, добрый день. Я представляю компанию «T.D. Williamson», ее российское подразделение, ООО «ТДВ Евразия», и хочу представить вам нашего вице-президента, господина Йохана Дезагера, он скажет несколько слов о компании в целом, и я продолжу о компании, ее продуктах, и о том, как мы работаем на российском рынке.
Дезагер. В первую очередь позвольте поблагодарить вас за возможность принять участие в таком представительном форуме, это честь для нас, как для компании «T.D. Williamson». Я немного расскажу о том, кто мы такие, что представляет из себя компания «T.D. Williamson», а дальше более подробно о продукции, технологии и наших работах в России расскажет Ольга.
Мы американская компания, которая появилась в городе Талса, Оклахома, в 20-е годы, компании почти сто лет. В свое время компания начинала как специализирующаяся на оборудовании для трубопроводов, работающих под давлением. До сих пор эта компания является непубличной компанией, это семейная компания, которая работает на рынке вот уже почти сто лет, с 1920 года. Компания развивалась как глобальная, и Россия, как энергетический центр компании, является стратегическим рынком для компании «T.D. Williamson», в России в 2000 году открыто представительство, сейчас уже несколько сервисных центров на территории страны, где сейчас работает более пятидесяти человек. Для того чтобы быть ближе к своему потребителю, мы открываем центры по предоставлению услуг на территории России во всех регионах. У нас есть свой сервисный центр в Южно-Сахалинске, в Нефтеюганске, в Москве, и мы планируем до конца года открыть еще один в районе Краснодара.
Для того чтобы больше отвечать требованиям наших заказчиков, мы планируем в ближайшем будущем открыть местное производство, в первую очередь мы говорим о расходных материалах, на территории России.
Кондратьева. Спасибо, Йохан. Слово предоставлено мне, для того, чтобы более подробно рассказать о том, как сейчас мы работаем, что, какие услуги предлагаем, в принципе, как развивалась компания, на русском это проще.
Компания, в принципе, начала свою деятельность как предоставляющая услуги для операторов трубопроводного транспорта. Сейчас миссией компании является комплексное решение проблем трубопроводного транспорта, которое позволяет оператором трубопроводных систем поставлять бесперебойно транспортируемый продукт своим потребителям. То есть, мы заботимся о том, чтобы наши заказчики думали о добыче сырья, о его качестве, о своих потребителях, и у них не болела голова о том, в каком состоянии их трубопровод. Наши продукты развивались, как вы видите, в соответствии с развитием потребностей наших заказчиков. Мы предлагаем такие решения, которые требуются именно сейчас для наших заказчиков. Например, сейчас трубопроводы строятся в совершенно труднодоступных местах, там, где раньше и не предполагалось, добыча углеводородного сырья производится на шельфах, на подводных месторождениях. Увеличиваются диаметры трубопроводов, меняется их сталь, меняются применяемые материалы, меняются давления, на которых трубопроводы работают – сейчас ВНИИСТ говорит нам о 150 барах в новых трубопроводах. И наше оборудование соответствует этим требованиям, и мы изменяем свою продукцию в соответствии с растущими потребностями наших заказчиков. Мы работаем на трубопроводных системах во всех условиях, это и подводные трубопроводы, и морские, и наземные, и подземные, и это переходы через реки. Мы говорим, что наши заказчики доверяют нам свои системы, и мы полностью отвечаем их требованиям, их стандартам, в то же время, следуя международным принципам и требованиям международных стандартов.
Мы обеспечиваем условия работы трубопроводов бесперебойно, на всех этапах жизненного цикла или использования трубопроводов, от добычи, транспортировки до поставки продукта потребителю, на этапе ввода в эксплуатацию, на этапе эксплуатации и на этапе вывода из эксплуатации трубопроводов. Сейчас компания «T.D. Williamson» работает по всему миру. У компании семь заводов, семь предприятий на разных континентах, у компании более тридцати восьми представительств и сервисных центров, и возможности предоставления услуг во всех странах мира. Мы разрабатываем новые патенты, инновационные технологии, мы участвуем в создании международных стандартов. Хочу сказать, что господин Ричард Вилльямсон, который является сейчас председателем совета директоров и владельцем компании, является вице-президентом Международного института Ассоциации американских инженеров-механиков (ASME), и компания «T.D. Williamson» участвует как в разработке новых стандартов – это к тому, что говорил Валентин Ефимович – так и в гармонизации этих стандартов, в приведении их в соответствие с местными требованиями на территории каждой страны, где она работает, а компания работает во всех странах мира.
Подтверждая Ваши слова, мы хотим сказать, что наше развитие, нашу деятельность очень сдерживает отсутствие единого закона о трубопроводном транспорте, и мы хотели бы предложить наши услуги, наш опыт работы на международном рынке, и наше участие в создании этого стандарта.
Основные принципы работы компании. В первую очередь, это безопасность. Почему нам доверяют по всему миру крупнейшие компании свои трубопроводы? Потому что мы, в первую очередь, заботимся о безопасности. Это безопасность человека, это безопасность окружающей среды, это безопасность тех объектов, которые нам доверяют. Мы постоянно ведем мониторинг состояния, аварийностью нашей работы, мы работаем в таких же трудных условиях, как и наши заказчики. Мы работаем в тех же котлованах, мы работаем на тех же стройплощадках. Мы говорим о безопасности, о международных требованиях и принципах, постоянных принципах, которые компания «T.D. Williamson» придерживается, работая в любой точке мира. Мы неизменно привержены требованиям в первую очередь качества поставляемых услуг, в первую очередь безопасного проведения работ, безопасного с точки зрения людей, которые участвуют в этих работах, безопасного с точки зрения окружающей среды, неважно, работаем мы в Канаде, в Нигерии, в Германии или в России. Честно говоря, вы сами знаете, насколько это сложно в некоторых странах, насколько это сложно иногда в нашей стране, но компания не отступает от своих принципов, требуя строжайшего соблюдения техники безопасности при выполнении работ.
Еще раз, можно посмотреть, какие работы мы выполняем. Мы выполняем комплексные работы, мы не говорим о конкретном решении данной проблемы, мы говорим о том, что мы смотрим на трубопровод как на целостную систему, и готовы предоставить услуги, которые гарантируют бесперебойную работу всей системы. Сюда входят все этапы, от диагностики трубопровода, для которой у нас есть и камеры приема и запуска, и способы их установки без остановки трубопровода, и сами диагностические снаряды, и скребки для очистки трубопровода, и методы ремонта трубопровода без его остановки, без отключения поставки транспортируемой среды потребителю. Говорим ли мы о газораспределительных сетях, говорим ли мы о магистральных газопроводах, говорим ли мы о коллекторах для сбора нефти, говорим ли мы о поставке товарной нефти, в арсенале компании «T.D. Williamson» имеются различные методы, которыми мы можем устранить выявленные дефекты, их отремонтировать, обеспечивая при этом постоянную поставку продукта потребителям.
Это такая общая карта, на которой представлены виды предоставляемых услуг. Хочу сказать, что мы не только разрабатываем оборудование и технологии, мы сами предоставляем эти услуги, при необходимости выполняя эти работы для своих заказчиков. Хочу также отметить, что компания «T.D. Williamson» работает в России уже более десяти лет, и гордится тем, что мы причастны к тем большим делам, которые осуществляют наши заказчики в этой стране. Мы работаем вместе с «Газпромом», мы сейчас работаем над подключением новой нитки североевропейского газопровода, о котором говорил Олег Евгеньевич. Мы участвовали в подключениях при прокладке газопровода Сахалин-Хабаровск-Владивосток. Мы участвуем в подключении ГРС при строительстве «Южного потока». Компания «T.D. Williamson» участвует в реконструкции и расширении объектов газопроводов на территории Краснодарского края для ввода новых объектов перед олимпийскими играми в Сочи. Мы участвуем в расширении нефтетранспортной системы Каспийского трубопроводного консорциума, как на территории Казахстана, так и на территории России, в районе Новороссийска. Мы гордимся тем, что в Москве, скажем, аэропорт «Шереметьево», все сейчас с удовольствием пользуются новой линией скоростной железной дороги, которая ведет от Белорусского вокзала к новому терминалу, компания «T.D. Williamson» участвовала в выводе уникального продуктопровода из пятна застройки вот этого железнодорожного полотна, мы обеспечивали и гарантировали безопасные работы, мы отключали этот участок, в этот момент самолетное топливо подавалось по байпасной системе, и никто из нас не почувствовал ни на минуту никаких перебоев аэропорта «Шереметьево» в это время.
Мы участвуем, можно сказать, в строительстве и реконструкции станций метрополитена, новых линий метрополитена в Москве, например, станции «Митино», которое произошло сразу после Нового года. Не секрет, что для этого необходима и перекладка или реконструкция иногда и водопроводов, и газопроводов, и ни один из потребителей в Москве, ни частные квартиры, ни производители, никто не почувствовал, ни заводы, ничего не было остановлено ни на минуту, никто не чувствует той огромной работы, которую выполняют строители сейчас, благодаря технологиями «T.D. Williamson», которые позволяют подключать новые участки трубопроводов, без остановки перекачки.
Мы участвовали в свое время в подключении, реконструкции, и сейчас продолжаем, уникального аммиакопровода на территории России и Украины, который идет из Тольятти до Одессы, это было еще в конце 70-х годов, это один из первых наших заказчиков, компания «Трансаммиак».
В заключение хочу поблагодарить вас за внимание, и хочу еще раз напомнить о том, что мы работаем для вас. Мы здесь, мы рядом с вами, мы учитываем требования, мы учитываем ваши потребности. И если есть разные компании, которые ориентируются в первую очередь на создание новых технологий, или создание низкозатратных технологий, мы в первую очередь ориентируемся на обслуживание своих заказчиков, поставляя то, что нужно нашим заказчикам.
Межевич. Спасибо большое, Ольга Витальевна. Прошу присаживаться.
И у нас осталось два последних доклада, это Турбин Алексей Игоревич, начальник службы перспективного развития ЗАО «Омега», и прошу подготовиться Перевезенцева Сергея Викторовича, и мы будем завершать круглый стол.
Турбин. Спасибо большое за оперативную смену выступающего, которая была продиктована производственной необходимостью. Во-первых, еще раз хотел бы поблагодарить Валентина Ефимовича за то, что он отметил, что по сравнению с 2009 годом то, что делает «Транснефть», конечно, возросло в значительном масштабе. Как человек, который был причастен к созданию второй редакции энергетической стратегии, руководя одним из департаментов Министерства энергетики Российской Федерации восемь лет назад, должен сказать, что требование безопасности трубопроводов было достаточно однозначно прописано еще в те годы, но вот в данный момент я имею непосредственное отношение к системе мониторинга протяженных объектов, которая с 2010 года активно внедряется во всех новых проектах «Транснефти».
Наша компания называется «Омега», она была образована, в принципе, восемь лет назад, мы начали наши испытания и изыскания, и в качестве СП с «Транснефтью» функционируем уже два года.
Основной особенностью нашего системного мониторинга является использование оптоволоконного кабеля, это такая очень модная инновационная тема, поскольку эффекты, открытые еще в 20-40-е годы, как российскими учеными, Гинзбургом и Филатовым, так и зарубежными учеными, Раменом, Эрлеем и рядом других, позволяют делать из оптоволоконного кабеля очень надежный и очень чуткий сенсор, который реагирует как на разного рода вибрации среды, так и на изменения температуры. На этом, собственно, и построено применение оптоволоконного кабеля для мониторинга трубопроводов, в котором очень четко распадаются задачи на мониторинг воздействий, таких, как хождение, прохождение техники и все прочее, и мониторинг температурных изменений, что дает возможность оперативно реагировать на утечки. Это наша разработка, в которой мы местами опережаем западные аналоги, в чем могли убедиться неоднократно, присутствуя на международных форумах, конференциях, и общаясь с коллегами.
Максимально приближенная к варианту работы прокладка нашего кабеля – это один метр от трубы или примерно один радиус. Проложив наш кабель, который может быть использован для телекоммуникаций, для других целей, в частности, для передачи нашего же сигнала операторам, которые охватывают целый ряд наших отрезков, мы не используем более четырех волокон одного кабеля, как вы знаете, оптоволоконный кабель содержит сейчас не менее двадцати четырех волокон, и все они достаточно эффективны и высокого качества.
Итак, прямым назначением нашей системы является обнаружение начала и последующий контроль величины колебаний окружающей среды и температурных измерений. Датчик размещается любым удобным для заказчика способом, но оптимальный способ – это «два часа пополудни». То есть, если представить себе трубу в качестве циферблата, то датчик размещается примерно в одном метре ли в одном радиусе правее и выше. Почему не над трубой? Ответ прост. Это, конечно, был бы для нас оптимальный вариант, потому что тогда мы получали бы доступ ко всем вибрациям в симметричном режиме, но это очень нетехнологично, поскольку, как показали испытания, да и, практика, вскрытие трубы, которое время от времени проводится в ходе ремонтов, конечно, не даст возможности сохранить кабель.
Надо сказать, что таких компаний, конечно, достаточно много, вы знаете, что есть компания «Оптосенс», есть британский концерн «Kinetic», который недавно купил этот проект, есть в Австралии аналогичный проект «FFT». Главным нашим преимуществом, в общем, признанным, теперь уже можно сказать, на международной арене, является очень короткий шаг обнаружения воздействия, она равняется 5 метрам максимально. То есть, мы видим события, происходящие на трубопроводе, а также на любом другом протяженном объекте, с точностью до 5 метров.
Еще одной функцией, которая будет использоваться «Транснефтью» в ближайшее время, является возможность регистрации смещения датчика вместе с трубой, что, естественно, очень важно для селеопасных районов, вообще для Сибири и для любых других районов, где возможно смещение грунта, чреватое прорывом трубы. Вот последний наш результат – три сантиметра на шестиметровой дистанции, полученный в декабре прошлого года, для нас пока не является удовлетворительным, поэтому он у нас не является элементом маркетинга. Поэтому мы этот результат будем улучшать.
Итак, как же выглядит один наш блок оборудованной системы? Вот, справа и слева вы видите рабочие модули системы. Это высокие компьютерные шкафы, в которых находится три блока, один из которых отвечает за регистрацию вибраций, другой за регистрацию температурных изменений, и третий за смещение грунта или тела трубопровода.
В случае если мы используем нашу систему с двумя рукавами по 50 километров направо и налево, то через 25 километров должен быть установлен усилитель, который является тоже нашей разработкой, и разработкой прорывной, которая также запатентована. Этот прибор, равно как и все, что мы размещаем вдоль трубопровода и что является нашим главным преимуществом, не требует подвода электротока, и не требует дополнительных батарей. Потому что в нашей компании работают люди, которые достаточно давно уже трудятся в энергетике, мы понимаем, что есть еще такой фактор – человеческий. Исходя из того, что оптимальной системой является, конечно, охрана вооруженными военнослужащими, которые стоят через каждые пять метров, или датчиками, мы понимаем, что датчики надо подпитывать, равно, как и военнослужащих. Поэтому мы предлагаем некий компромисс, а компромиссом является любая система мониторинга трубопровода.
Говоря вообще о применении того, что мы делаем, надо отметить, что мониторинг трубопроводов исторически был второй функцией, которую мы разработали. Первой все-таки была охрана периметров. Поскольку на стадии разработки нашей системы важнейшей ее функцией была охрана периметров от подхода, проезда техники и попыток подкопа. Эти функции реализуются с 2004 года. Надо заодно отметить, что с 2005-2006 года функционирует 12 нагнетательных и добывающих скважин компании «Татнефть», в Ашальчинском месторождении до сих пор они работают. Там рядом работают и некоторые западные аналоги, на фоне которых до сих пор они выглядят до сих пор неплохо. Эта вещь также будет находить более широкое применение, но не в «Транснефти», поскольку «Транснефть» нефть не добывает.
Еще одна вещь, которая была разработана два года назад – это мониторинг ЛЭП. Выяснилось, что одна из наших функций дает возможность оценивать обледенение проводов. Были проведены предварительные испытания, сейчас мы надеемся, что контакт с МРСК будет продолжен, и эта функция, в общем, не самая простая в реализации, как выяснилось, все-таки будет также доведена до ума.
И четвертая вещь, которая тоже уже реализована, надо сказать, что из того, что мы здесь видим, не реализован только мониторинг ЛЭП, он находится на стадии проектов – это охрана железнодорожных путей и объектов.
Пока мы имеем только одно депо в городе Усть-Ижора Питерской области, где находится «Сапсаны», которые готовятся к выезду. Но вместе с тем есть и проект, который лежит в ОАО «РЖД», с нашей точки зрения достаточно актуальный, который позволяет видеть на расстоянии 2-4 километра машинисту, что у него происходит с точки зрения прохода людей, с точки зрения прогона скота и автотранспорта. Но мы знаем, что, к сожалению, такие поезда, типа интерсити, коим является «Сапсан», иногда создает целый ряд нестандартных опасностей, связанных с тем, что народ, в общем, гибнет. Есть предположение, что мы можем очень серьезно этому помешать.
Вот таким образом выглядит одна из наших микросхем, и так выглядит наш стандартный электронный компонент, который мы устанавливаем внутрь наших ящиков. Такие компоненты стоят уже на протяжении четырех лет, сначала в опытном режиме, а сейчас уже в реальном на трубопроводе «Дружба». Буквально через две недели, по указанию Михаила Викторовича Баркова мы будем проводить очередные опытные испытания по просьбе чешской компании «МЕРО», которая приезжала в Москву и выразила интерес к тому, что мы делаем. Причем надо учесть, что для нас это вдвойне ценно, поскольку чехи должны очень серьезно относиться к ограничениям, которые вводит ЕС на импорт технологий.
Мы, к слову сказать, довольно активно сотрудничаем с нашими сербскими коллегами, и очень надеемся, что до конца года начнется реализация нашего первого серьезного зарубежного проекта на одном из нефтепроводов в Сербии. Ну, опять же, касаясь международной нашей линии, надо сказать, что в прошлом месяце прошло шесть наших презентаций в Эмиратах, которые касались не только нефтепроводов, но и газопроводов. Мы полагаем, что наш выход на зарубежный рынок не за горами, и состоится в конце этого, в начале будущего года.
Вот еще одно схематическое изображение нашего блока. Две функции основные – это распределенный датчик температуры и распределенный датчик вибрации.
Вот это касается распределенного датчика вибраций. Один такой шкаф, работающий на 200-220 вольтах способен охватывать 100 километров трубопровода, или любого другого протяженного объекта с одним усилителем. Если же речь идет об обнаружении утечки, а утечка ловится за счет изменения температурной среды вытекающего флюида, то после установки через 25 километров усилителя, который имеет немножко другую конструкцию, и тоже сделан нашими инженерами, мы имеем длину рукава, не 50, а 38 километров в каждую сторону, то есть всего 76.
Вот такую картинку, в принципе, можно увидеть на сайтах и презентациях всех организаций, которые занимаются оптоволоконным мониторингом. Надо сказать, что вот эти показатели – 30 метров обнаружения тяжелой техники экскаватора, 5 метров раскоп, 1,5 хождение, 7 машина, 15 тяжелая машина, – это достаточно условные показатели, потому что некоторые наши западные коллеги, которые владеют таким маркетингом несколько более виртуозно, чем мы, говорят, что они видят пешехода со 100 метров. Мы тоже можем теоретически увидеть, потому что здесь и мы и наши коллеги дошли, до некоего технологического предела использования оборудования, но тогда диспетчеры у нас очень быстро сходят с ума, поскольку видят тогда шелестение листьев, видят тогда разного рода, скажем так, падения шишек и так далее.
Мы идеологически исходим из того, что любая система мониторинга, тем более такого важного объекта, как трубопровод, важного в национальном, в экономическом смысле также, является неким компромиссом между сбережением человечества, как писал Солженицын, и между тем, что она должна работать. Поэтому приводим вот эти цифры, а не другие.
Вместе с тем, поскольку мы все работали в ТЭК, ну, кроме меня, у нас есть люди, которые занимали ведущие позиции в «ЛУКОЙЛ», в других компаниях. Мы понимаем, что такое врезка, мы знаем, как она делается, поскольку даже видели на практике этих замечательных людей (вот спасибо вам, что вы отметили, в том числе, и усилия «Транснефти», связанные с предотвращением этой вредной функции), мы понимаем, что это в любом случае раскоп. Поэтому, если человек тихо, мирно капает в двадцати метрах, причем очень медленно и печально, то мы можем от него исключительно ожидать, что он будет применять метод горизонтального бурения. Вместе с тем, применить горизонтальное бурение, чтобы дойти до трубы, очень сложно, не подогнав машину, а тут мы ее уже видим. Ну, и естественно, любое соприкосновение с телом трубы мы видим однозначно, поскольку это бурение, поскольку это сверление.
Были, конечно, у нас испытания со службой безопасности. Мы оцениваем пока нашу вероятность обнаружения утечки процентов 100, но «Транснефть» поставила перед нами другую очень важную задачу. Ведь мы должны не только обеспечивать целостность трубы, которая прокладывается вместе с нашим датчиком, но и той трубы, которая уже проложена, в случае, если датчик прокладывается после этого.
В течение полугода мы разрабатывали алгоритм, я думаю, что его нигде в мире нет, потому что общались, в том числе на последней конференции в Ганновере с нашими коллегами из «Оптосенсор». Суть алгоритма состоит в том, что любая врезка, это вещь, которая периодически включается, выключается, потому что справится с таким объемом нефти, не загадив пространство, как это у нас бывает в Сибири, невозможно. И мы отработали систему, которая анализирует данные за любой продолжительный участок времени, выявляет вот эти моменты включения, выключения, в том числе с учетом того, что врезка идет перпендикулярно к трубе.
Эта вещь испытана, и мы надеемся, что она принесет большую пользу, в том числе и в тех районах, где врезки у нас до сих пор существуют и работают. Вообще надо сказать, что люди, которые занимаются врезками, ничуть не отстают по профессиональному и интеллектуальному уровню от тех людей, которые пытаются с ними бороться. И наряду с такими замечательными методами, как горизонтальное бурение, мы видим совершенно гениальные вещи. Вот я, например, был сильно удивлен, такого еще не было в начале 2000-х годов, люди делают одновременно две врезки, из одной откачивают нефть, а во вторую закачивают воду. И датчики, которые стоят, соответственно, давления и тока, которые мы называем традиционными системами, естественно, ничего не видят. Поскольку по температуре, это нивелируется (там очень небольшое отклонение), а если они используют термометры обычные, то, соответственно, это не ловится. Высокая технология – серьезная вещь, но вместе с тем, мы способны такую вещь поймать, в том числе и на стадии обнаружения.
Надо сказать, что поскольку мы оснастили нашей системой уже несколько сданных объектов «Транснефть», в том числе БТС-2, нам удалось прийти к пониманию ряда функций, которые мы, в общем, и не рассчитывали видеть.
В частности здесь мы видим отрезок БТС-2 близ Смоленска, длиной 500 километров, на котором мы уверенно зафиксировали сначала непонятное нам воздействие, а потом мы его смогли вычислить – пролет охранного вертолета со скоростью 140-160 километров в час. То есть мы видим летящий объект вдоль трубопровода, возможно, видим и, если он идет по синусоиде, пока не было опытов, но полагаем, что если такая задача «Транснефтью» будет поставлена, мы ее, скорее всего, тоже выполним.
Касаемо интеллектуальной системы, надо, вернувшись немножко назад, сказать что, в принципе, мы здесь не оригинальны, работаем практически по той же схеме, по которой работают все другие компании занимающиеся тем же в мире. Это три уровня алгоритмического анализа поступающих сигналов.
Первое – это определяется место воздействия. На втором определяется подвижность, и на третьем определяется продолжительность воздействия. И вот уже после этого, а также после прохождения фильтра, а фильтров у нас примерно 26 тысяч, это привычные воздействия, на которые не следует обращать внимание оператора, выдается соответствующий сигнал.
По сигналу тоже есть разнообразные совершенно варианты индикации, поскольку люди, которые сидят у мониторов из службы безопасности, имеют самую разную подготовку. Некоторые люди начинают уже быстро отслеживать животных, которые проходят в своих каких-то таежных целях, а иным людям приходится на экране писать, – когда видишь вот такую закорючку, и вот такой текст, звони туда-то.
В принципе, это совершенно нормально. Для нас это было очередным поводом разработать новые варианты индикации, сейчас их порядка четырнадцати, и заодно сейчас готовим английские и арабские варианты для того, чтобы быть ближе к нашим потенциальным партнерам.
Вот графики, которые были получены давным-давно, лет пять назад, по воздействию, которые проведены здесь и прописаны, как то, работа двигателя грузовой машины, удары лопаты, шаги по поверхности грунта. Причем надо сказать, что подъезд грузовой машины, а также работа двигателя грузовой машины, ловятся не только, как факт, но и ловятся с деталями. То есть мы можем приблизительно, с точностью до 5% определить частоту работы двигателя. Совершенно, опять же опытным путем оказалось, что в условиях средней полосы, наверное, это не особо ценно, а в условиях Сибири это ценно очень, потому что это, по сути, адресное определение. То есть, если пойти дальше, мы можем сказать, кто приехал, остается только выяснить зачем.
Один из вариантов индикации, сделанных для продвинутых пользователей, где мы видим воздействие на карте, с соответствующими стрелочками, видим, вот синее пятно справа, это таким образом наша система отображает перемещение объекта во времени и в пространстве.
Нижний график – это результат первой степени алгоритмического анализа, это просто пик, который мы, собственно, и анализируем.
Отойдя немножко от научных вещей, опять же скажем, что мы очень благодарны «Транснефти», с которой мы начали наши отношения с 2006 года. С тех пор нашу систему очень долго совершенствовали, и вот с 2010 года работаем внутри этой системы, чем гордимся. И гордимся также тем, что тот коллектив научных работников, который с нами с 2003 года работает до сих пор у нас. У нас очень много, молодежи, потому что ряд наших ученых являются преподавателями ведущих технических вузов страны, и мы обладаем, действительно, реальным хорошим механизмом подбора этих людей. Поэтому, если есть возможность, если есть желание познакомиться и понять, каким образом реально работает производственно-научная фирма, мы с удовольствием готовы такую возможность предоставить. Тем более что с будущей недели будем в новом офисе на улице Королева.
Вот наши проекты. БТС-2 уже сдан – 1000 километров 500 метров, Пурпе-Самотлор – первая очередь также сдана, весь наш кабель крепится не под землей, а вот здесь даже виден он, под трубой, утечки тоже все ловятся, несмотря на вечную мерзлоту. Конечно, наша гордость – это ВСТО-2, которая до сих пор строится, и там сдано пока только порядка 100 километров. Там довольно сложные условия прокладки, и еще более сложные условия контроля, как прокладка выполнена, но, тем не менее, мы с этим справляемся.
Мы довольно активно сейчас, в том числе по указанию руководства «Транснефть», идем на международную арену, потому что мы реально представляем интерес, и являемся реально научно-производственным объединением, опирающимся исключительно на российское ноу-хау.
Межевич. Алексей Игоревич, большое спасибо за очень интересный и энергетически активный доклад такой насыщенный. Много очень интересного для себя узнали. Я так понимаю, что еще не тронутое поле вашей деятельности – это прокладка кабеля, в городских плотных застройках – 220 тысяч вольт до 500 тысяч вольт, подземная прокладка, где ваши технологии могут иметь применение.
И мы завершаем последним докладом. Перевезенцев Сергей Викторович, начальник научно-технического управления «ЧТПЗ-Инжиниринг».
Перевезенцев. Уважаемые дамы и господа, коллеги, благодарю за приглашение выступить в рамках работы форума. Я достаточно коротко расскажу о некоторых подходах к созданию трубной продукции в условиях Челябинского трубопрокатного завода для высоконадежного транспорта нефти и газа.
Сегодня компания «ЧТПЗ» – это одна из ведущих промышленных групп металлургического комплекса России, которая является компанией-производителем трубной продукции с общей долей рынка в нашей стране около 20%. В структуру группы «ЧТПЗ», объединяющую ее трубное производство, входит: Челябинский трубопрокатный и Первоуральский новотрубный заводы, сырьевой комплекс по заготовке и переработки лома «ЧТПЗ-Мета», и нефтесервисное направление, представленное компанией «Ример».
Предприятия группы «ЧТПЗ» располагают всеми основными технологиями производства стальных труб. Производят сегодня свыше 25 тысяч типоразмеров труб и трубных профилей из углеродистых, легированных, нержавеющих сталей.
В настоящее время трубная продукция, выпускаемая заводами «ЧТПЗ» и «ПНТЗ» – это в первую очередь электросварные трубы большого диаметра, бесшовные трубы в горячекатаном, холоднокатаном исполнении, – соответствуют большинству, действующих в Российской Федерации требований на трубы в нефтегазовой отрасли, машиностроении, атомной, тепловой энергетики.
Основными потребителями трубной продукции в России являются: нефтегазовая отрасль, машиностроение, жилищно-коммунальный сектор. Для обеспечения системного подхода при формировании и реализации технической политики и стратегии развития группы «ЧТПЗ», в 2010 году была создана инжиниринговая компания «ЧТПЗ-Инжиниринг», важнейшими стратегическими задачами которой являются повышение эффективности и сокращение сроков реализации программ модернизации, и инновационного развития производственных предприятий группы «ЧТПЗ». А также разработка инновационных требований, основанных на изучении запросов потребителей и реально достигнутого уровня технологии производства труб, и направления развития трубопроводного транспорта.
Так сложилось, что в состав «ЧТПЗ-Инжиниринг» входят как специалисты, имеющие большой практический опыт в производстве трубной продукции, так и специалисты, которые имеют практический опыт и достаточно долго проработали в сфере проектирования, строительства, эксплуатации нефтегазовых объектов. То есть мы сегодня знаем не только, как производить трубу, а, собственно говоря, для чего она производится, где будет применяться, какие требования к ней будут предъявляться.
Основным вектором, определяющим стратегию научно-технического направления деятельности инжинирингового центра «ЧТПЗ-Инжиниринг», является работа, связанная с повышением работоспособности и долговечности производимой продукции при различных, в том числе, экстремальных условиях эксплуатации. Поэтому большое внимание уделяется вопросам повышения механических свойств металла и эксплуатационных характеристик труб, при одновременном снижении металлоемкости продукции.
В связи с этим одним из перспективных научных направлений деятельности «ЧТПЗ-Инжиниринг», является создание сквозной системы обеспечения эксплуатационных показателей труб большого диаметра, так называемая система – сталь штрипс, труба-газопровод. Эта работа проводится в рамках стратегического сотрудничества с Магнитогорским металлургическим комбинатом. Это вполне естественно, потому что в Магнитогорске сегодня функционирует Стан-5000 по выпуску толстолистового проката для производства труб. На нашем Челябинском трубопрокатном заводе запущен в 2010 году в эксплуатацию цех «Высота 239» по производству труб большого диаметра, самый современный на сегодняшний день цех в мире, поэтому такое стратегическое партнерство является естественным, и подвязано, так сказать, соответствующими соглашениями о стратегическом партнерстве.
Основой этой системы является возможность создания не только трубной продукции с повышенными техническими требованиями, но и возможность управления свойствами этой продукции на всех технологических переделах, а главное – с учетом всех требований будущих условий эксплуатации газопровода.
Выполнение этой работы предусматривает участие, как производителей металла и изготовителей труб, так и заказчика, который в перспективе совместно должны притупить к созданию единой системы управления эксплуатационными показателями, что позволит потребителю труб большого диаметра получать продукцию, предназначенную для конкретных участков эксплуатируемого трубопровода с соответствующим повышением надежности, безопасности и его эксплуатации.
Как уже отмечали докладчики сегодня, новые объекты, создаваемые нефтегазовыми компаниями в рамках инвестиционных программ, связаны с освоением месторождения, расположенных в сложных природно-климатических условиях, на большом удалении от мест потребления, переработки газа. Обеспечение надежной и эффективной эксплуатации газовых объектов в этих условиях связано с разработкой и выполнением принципиально новых требований, как к самим объектам, так и к комплектующему оборудованию. Например, для магистральных газопроводов такими требованиями являются: увеличение протяженности эксплуатационных участков, увеличение давления на выходе из компрессорных станций, и обеспечение долговечности трубопровода в соответствии со сроками эксплуатации месторождений.
Учитывая постоянно возрастающий уровень требований к трубам большого диаметра со стороны заказчика, все более проблематичным сегодня становится адекватное их выполнение в рамках отдельного трубного или металлургического производства. И сегодня настало время для объединения усилий эксплуатирующих организаций, металлургов, трубников, науки, которая обеспечит синергетический эффект от научно-технического сотрудничества между ними.
В этой связи, в настоящее время «ЧТПЗ-Инжиниринг» активно участвует в мероприятиях по формированию технологической платформы, рабочее название платформы – «Трубосоединительные детали для высоконадежной добычи и транспорта газа», которая создается с целью системной организации программы научно-исследовательских опытно-конструкторских технологических работ, в рамках сотрудничества с потребителем по созданию высокотехнологичной продукции.
Все работы, планируемые к выполнению в рамках технологической платформы, будут направлены на обеспечение взаимосвязи показателей от надежности трубопровода к ресурсосбережению при добыче и транспортировки газа. Осуществимо это только при комплексном подходе к решению таких задач предприятиями всех смежных отраслей промышленности.
На сегодняшний день подготовлен пакет документов для институализации технологической платформы трубосоединительных деталей для высоконадежной добычи и транспорта газа. Инициатором платформы планирует выступить «Газпром». Это отражено в программе инновационного развития «Газпрома» до 2020 года. «ЧТПЗ-Инжиниринг», как представитель производителя труб, совместно с представителем отраслевой науки «ГазпромВНИИГАЗ» и представителем фундаментальной науки – Института металловедения РАН, было приглашено для участия в технологической платформе в качестве сокоординатора. Сегодня разработан проект реализации, подготовлены паспорт и меморандум такой технологической платформы.
Следует отметить еще одно перспективное направление деятельности нашего инжинирингового центра – это создание системы нормативно-справочной информации. Она разработана с целью эффективного взаимодействия Челябинского и Первоуральского новотрубного завода с заказчиками и проектными институтами заказчиков, с целью повышения качества, снижения сроков подготовки проектно-сметной документации.
Сущность системы нормативно-справочной информации заключается в формировании совокупности актуальных данных, систематизированных на основе единого справочника готовой продукции «ЧТПЗ».
Система нормативно-справочной информации предназначена для проектных институтов заказчика и будет построена на возможности получения этими проектными институтами актуальных технических, а главное, ценовых характеристик труб, соединительных деталей, запорной арматуры и другой продукции «ЧТПЗ», и соответствующим использованием этой информации при проектировании нефтегазовых объектов.
Кроме того, доступ к такой информации, предоставляемой системой нормативно-справочной информации, позволит компаниям заказчикам оптимизировать затраты при подготовке и реализации того или иного проекта.
Рассмотренные здесь направления и соответствующие примеры реализации проектов «ЧТПЗ-Инжиниринг», не ограничиваются представленными в данном докладе, и говорят они об интегральном подходе в решении научно-технических вопросов, связанных с созданием в стране высоконадежной и отказоустойчивой системы добычи и транспорта нефти и газа.
Межевич. Спасибо большое за доклад. Уважаемые участники, закончилась наша конференция. Осталась одна приятная обязанность – это поблагодарить докладчиков, участников, вручить им дипломы, поэтому я попрошу еще потерпеть некоторое время |
