Технические требования к ОТ (СТО Газпром 2-2.2
advertisement
1 Содержание 1 Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс - «энергетическое сердце» России 2 В ХМАО создан мемориал первооткрывателям газа в Западной Сибири 3 Проект «Ямал СПГ» - удачный опыт государственно-частного партнёрства в России 2 3 3 4 Мировой ТЭК - 2013. Проекты корпоративной элиты 5 Состояние системы саморегулирования в российской строительной отрасли 6 Анализ эффективности применения обетонированных труб при строительстве и капитальном ремонте подводных переходов 7 Полимерконтейнерные грунтозаполненные балластирующие устройства, опыт применения и пути развития 10 7 8 ПХГ Йемгум: новый энергетический хаб Европы 9 Сирийский противогаз 10 Геокриологические аспекты при эксплуатации трубопроводов в пределах распространения островных и прерывистых многолетнемёрзлых пород 4 5 15 17 20 11 НИИ буровых технологий: современные технологии бурения и подготовки 24 инженеров для инновационного ТЭК 12 Самый крупный движущийся объект на Земле 25 13 Трубопроводы нового поколения FlexSteel 26 14 НТО нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина - 80 лет 27 2 1.Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс - «энергетическое сердце» России Открытие в Тюменской области уникальных по своим запасам месторождений нефти и газа дало возможность создать здесь крупнейший не только в стране, но и в мире энергетический комплекс. Понятно, что без самоотверженного труда нефтяников, геологов, строителей, газовиков, транспортников невозможно было бы добиться таких выдающихся результатов, когда в этом регионе ежесуточная добыча нефти достигает более 1 млн. тонн и 1,3 млрд. м3 газа. Сегодня мы отмечаем 60-летие Березовского фонтана, который впервые установил нефтегазоносность Западной Сибири - обширной территории, включающей Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменскую, Томскую, Омскую и Новосибирскую области. В наши дни нефтегазовый комплекс Западной Сибири – «энергетическое сердце» страны. По словам крупнейшего организатора нефтяной индустрии В.И. Грайфера, «после Победы в Великой Отечественной войне создание в Западной Сибири гигантского нефтегазового комплекса - один из самых значительных подвигов нашего народа. По масштабу, числу вовлеченных людей, накалу физических, моральных сил это событие несравнимо с другими трудовыми свершениями второй половины XX века». С этим трудно не согласиться! В Западной Сибири все работали, можно сказать «пахали», потому что знали: наш труд крайне нужен стране, общему делу! Благодаря открытиям геологоразведчиков с конца 60-х годов, уже к 70-му году на территории Тюменской области было открыто более 80 нефтяных, газовых и нефтегазовых месторождений. Многие из них были крупнейшими в мире: Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское нефтяные, Уренгойское, Медвежье, Заполярное - газовые. Нефтяные ресурсы области увеличились в несколько раз, а запасы газа достигли 16 триллионов кубометров. Как обстоят дела в Западной Сибири сегодня? За прошедшие 20 с небольшим лет география нефтегазодобычи в Западной Сибири значительно расширилась. В Югре введено в разработку Приобское месторождение с извлекаемыми запасами нефти более 2,4 млрд. тонн. В число нефтедобывающих территорий западно-сибирского региона вошли: юг Тюменской области, Новосибирская и Омская области. В ВанкорскоСузунском нефтеносном районе Западно-Сибирской провинции (Красноярский край левобережье реки Енисей) открыто и введено в разработку Ванкорское месторождение. В разработку введены газовые месторождения в Надым-Пурском междуречье ЯмалоНенецкого автономного округа, Бованенковское месторождение - на Ямале. Но все это не означает, что в «нефтянке» один позитив. Есть и проблемы. И не малые. В регионе происходит определённое ухудшение структуры запасов нефти. Дальнейший рост объемов ее добычи сдерживает отсутствие открытых и законченных разведкой крупных нефтяных месторождений, еще не введенных в разработку. Приросты запасов нефти за последние полтора десятилетия не обеспечивают устойчивую работу нефтяной отрасли на перспективу. Ключевая проблема успешного развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса, по оценке многих российских экспертов, состоит в коренном изменении сложившейся практики недропользования. Необходимо обеспечить расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы, обеспечивающее приросты запасов категории С, превосходящие уровни добычи по меньшей мере в полтора-два раза. Компании нефтегазового комплекса должны постоянно взаимодействовать с отечественной и зарубежной наукой, обеспечить широкое внедрение новейших геологических, геохимических, геофизических технологий поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений, значительное увеличение объемов глубокого бурения и инжиниринговых работ по увеличению коэффициента извлечения нефти. 3 Исследования, проводимые ведущими экспертами Союза нефтегазопромышленников РФ, ТПП РФ и Научного совета РАН по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений, показали, что Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс при принятии необходимых мер может быть как минимум до 3040-х годов XXI века оставаться главной базой России по добыче углеводородов. Состояние запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа позволяют, при условии правильной и последовательной политики в области недропользования и партнерского взаимодействия государства и бизнеса, обеспечить в провинции (включая левобережье р. Енисей в Красноярском крае, Обскую и Тазовскую губы, Енисейский залив) добычу нефти и газового конденсата на уровне 340- 350 млн. тонн и газа на уровне 650-700 млрд. м3 в год. Генадий ШМАЛЬ, президент Союза нефтегазопромышленников России, академик РАЕН, Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 2.В ХМАО создан мемориал первооткрывателям газа в Западной Сибири Министр энергетики России Александр Новак и губернатор Югры Наталья Комарова приняли участие в телемосте между Няганской ГРЭС, Ханты- Мансийском и Березово, посвященном открытию мемориала первооткрывателям газа в Западной Сибири «Скважина Р-1» и пуску Няганской ГРЭС. Отмечая экономическую значимость добычи газа для России и мира, Александр Новак, в частности сказал, что «за 60 лет в Западной Сибири было добыто более 16 триллионов кубических метров газа, и сегодня Россия является крупнейшим производителем в мире по добыче газа и одним из крупнейших его поставщиков на мировые рынки. Открытие мемориала - это дань уважения тем людям, которые занимаются добычей газа в непростых, суровых и экстремальных условиях». Запуск Няганской ГРЭС и открытие мемориала неразрывно связаны друг с другом. Благодаря первопроходцам, 60 лет назад Западная Сибирь стала регионом, много лет создающим экономические основы для развития России и энергетической безопасности Большой Европы. Мне очень хотелось бы, чтобы вместе с промышленной энергией, которая дополнительно будет поступать с пуском Няганской ГРЭС, энергия первопроходцев была передана современным нефтяникам. Энергия жизни ветеранов, стремление к победам - это крайне важно, это то, что нужно для развития современной Югры и России», - подчеркнула в свою очередь Наталья Комарова, губернатор ХантыМансийского автономного округа, на территории которого открыто 471 месторождение, а за 60 лет добыто более 10,3 млрд. тонн нефти. Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 3.Проект «Ямал СПГ» - удачный опыт государственно-частного партнёрства в России Владимир Путин, президент России: «Цель проекта «Ямал СПГ» - создание современного производства сжиженного природного газа на Ямале, на Южно-Тамбейском месторождении. А порт Сабетта должен сыграть роль одной из опорных точек Северного морского пути». В своем выступлении на совещании в Салехарде по вопросам реализации проекта «Ямал СПГ» и строительства морского порта Сабетта В.В. Путин отметил, что «индустриальное, инфраструктурное освоение полуострова Ямал имеет 4 общегосударственное значение. Это позволит нам задействовать богатейшие, но пока ещё малодоступные месторождения, создать здесь дополнительные рабочие места, новые производства, центры переработки углеводородного сырья. В свою очередь, это станет серьёзным импульсом для социально-экономического развития не только ЯмалоНенецкого автономного округа, но и Урала в целом, Западной Сибири, и будет иметь практическое значение для всей России». Президент России напомнил, что ресурсная база проекта, Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения, обладает запасами природного газа около 1,3 триллиона м3. Всего на Ямале сосредоточено до 20% разведанных запасов природного газа России. Глава страны подчеркнул важность для России проекта «Ямал СПГ» и как удачного опыта государственно-частного партнёрства, который необходимо активно тиражировать. К началу сентября текущего года частные инвесторы уже вложили в проект более 60 миллиардов рублей. В федеральном бюджете также зарезервировано еще почти 47,3 миллиарда рублей на строительство морского порта. Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 4.Мировой ТЭК - 2013.Проекты корпоративной элиты «Газпром» приступил к добыче газа на шельфе Вьетнама В рамках визита делегации ОАО «Газпром» в Социалистическую Республику Вьетнам состоялась торжественная церемония, посвященная началу промышленной добычи газа с месторождений лицензионных блоков 05-2 и 05-3 на шельфе Вьетнама. Ежесуточно здесь будет добываться 8,5 млн. м3 газа и 3,5 тысячи тонн газового конденсата. В апреле 2012 г. ОАО «Газпром» и Государственная Корпорация Нефти и Газа Petrovietnam подписали Соглашение о вхождении «Газпрома» в проект по совместному освоению лицензионных блоков 05-2 и 05-3 на шельфе Вьетнама. Эти блоки расположены в юго-восточной части шельфа Вьетнама, в Южно-Коншонском нефтегазоносном бассейне на расстоянии 300 км от города Вунг Тау. В пределах блоков открыто два газоконденсатных месторождения: «Мок Тинь» и «Хай Тхать», извлекаемые запасы газа которых составляют 35,9 млрд. м3, газового конденсата - 15,2 млн. тонн. ExxonMobil и Роснефть выбрали подрядчиков по проекту сооружения завода СПГ Победителями на конкурсной основе стали компании CB&I и Foster Wheeler Energy, которым предстоит проектирование по первой стадии проекта строительства завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) на Дальнем Востоке проектной мощностью 5 млн. тонн в год (с возможным ее увеличением в будущем). Стороны планируют выполнить до конца 2014 г. проектные работы в полном объеме, включая разработку FEED и проектной документации по заводу, гидротехническим сооружениям и подводящему газопроводу, осуществление инженерных изысканий и проведение оценки воздействия на окружающую среду. Доля стран – основных экспортёров сжиженного природного газа в мире, % По данным GIICNL, действующие в мире заводы ЗПГ способны производить в год 282 млн. тонн сжиженного природного газа при спросе не более 240 млн. тонн. 8 5 стран, включая Россию, обеспечивают 83% мирового экспорта СПГ, тогда как 7 стран импортируют 81% общемирового объема СПГ. 53% поставляется в Японию и Республику Корея. В 300-600 миллионов баррелей нефти оценены запасы нового месторождения STATOIL Открытое норвежским нефтегазовым концерном Statoil ASA месторождение «Бей-дю-Нор» у берегов Канады, после завершения в августе с.г. бурения разведочной скважины, предварительно оценено экспертами компании в 300-600 млн. баррелей извлекаемых запасов нефти. Это третье месторождение Statoil, обнаруженное в районе океанического желоба Флемиш-Пасс, расположенного на обширном шельфе Ньюфаундленд на глубине около 1100 м. Оператором «Бей-дю-Нор», как и двух других обнаруженных месторождений «Миззен» (может содержать 100-200 млн. барр. извлекаемой нефти) и «Харпун» (извлекаемые запасы уточняются), является канадское подразделение Statoil, которой принадлежит 65%-ая доля в проекте, остальные 35% - канадской компании Husky Energy Inc. Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 5. Состояние системы строительной отрасли саморегулирования в российской 1 августа 2013 года в Международном мультимедийном пресс-центре РИА Новости (Москва, Зубовский бульвар, д. 4) прошел круглый стол Национального объединения строителей на тему «Состояние системы саморегулирования в российской строительной отрасли». Целью круглого стола стало обсуждение актуальных вопросов саморегулирования в российской строительной отрасли: совершенствование законодательства, обеспечение информационной открытости, совершенствование системы технического регулирования, профессионального образования и другие. В круглом столе приняли участие: -Басин Ефим Владимирович - президент Национального объединения строителей; -Вахруков Сергей Алексеевич - заместитель министра регионального развития РФ; -Кушнир Леонид Григорьевич - президент Национального объединения изыскателей; -Опекунов Виктор Семенович - вице-президент Национального объединения строителей; 6 -Сорокин Алексей Васильевич - вице-президент Национального объединения проектировщиков; -Елистратова Татьяна Николаевна - эксперт Рабочей группы Всероссийского союза страховщиков по развитию страхования ответственности и взаимодействию с СРО в сфере строительства, советник генерального директора ООО «СО «Помощь». В работе круглого стола также приняли участие представители ОМОР «Российский союз строителей». Дискуссия прошла в деловом и конструктивном стиле. Позицию Минрегиона изложил С.А. Вахруков: «Совершенно очевидно, что абсолютизировать саморегулирование, особенно в строительстве, нельзя. Когда мы начинали саморегулирование, мы, к сожалению, утратили ряд регулирующих функций государства, что сказалось и на самой строительной отрасли, и на тех, кто заказывает, - в частности, на жителях России. Это нужно признать. Мы совместно должны работать, констатируя на уровне государственных стандартов те вещи, которые должны регулироваться на государственном уровне, и контролировать то, что принимается саморегулируемыми организациями, и совместно принимать те или иные решения. Нам нужно сотрудничать в области подготовки кадров. Пока этим государство и занимается. Да, мы утратили систему начального профессионального образования, среднего профессионального образования. Высшее финансируется государством, пока это только государственные деньги. Сегодня мы выстраиваем новую систему взаимодействия и должны вступать в диалог с саморегулируемыми организациями и национальными объединениями. Нужно договариваться по конкретным проектам, в конкретных регионах создавать ресурсные центры, которые позволили бы эту проблему решить. Несомненно, нам надо работать по системе ценообразования. Нельзя дальше повышать цены, как это мы сегодня делаем. Инфляция инфляцией, но совершенно очевидно, что это путь в никуда. Инвестиции не добавляются, а количество строек может реально сократиться. Мы должны снизить цены в строительстве. Это обязательное условие увеличения объемов при тех же инвестициях, которые на сегодняшний день есть. Еще один принципиально важный вопрос. Мы утратили технологическую базу домостроения для строительной отрасли. Мы все закупаем за рубежом. Это тоже вопрос национальной безопасности. Я назвал принципиальные вопросы, которые находятся в сфере совместных интересов. Я еще раз хочу подчеркнуть: мы «обречены» на сотрудничество. Этап определенный пройден. На мой взгляд, саморегулирование состоялось. Но, не абсолютизируя его, а взаимодействуя с государством, можно выйти на новый качественный уровень». Подводя итоги работы круглого стола, Е.В. Басин отметил: «Мы очень много внимания уделили такому аспекту, как коммерциализация СРО. Этих недобросовестных организаций у нас 5-10%. Некоторые проходимцы на базе старого лицензирования сумели возглавить отдельные СРО и продолжают делать то, что они делали в лицензионных центрах, когда они выдавали лицензии и забывали об этом. Никто не проверял организации на правильность работы, на соответствие требованиям и так далее. Сегодня сама общественность их выявляет, и их становится все меньше. Преимущество саморегулирования в том, что мы, наконец, разбудили общественность. Посмотрите, что было четыре года назад. Был принят целый пакет законов по жилищной политике. Было рассмотрено и принято буквально в одночасье 26 законопроектов. Потом их все раскритиковали. Ни один не работает. Сегодня мы не можем обижаться на власть всех уровней: ни на Думу, ни на правительство, ни на Администрацию Президента, - что нас не слышат. Нас слышат. Это самое главное. 7 Мы создали систему, которая сегодня работает. Альтернативы саморегулированию сегодня нет. Чтобы возвратиться назад, нужно воссоздавать все заново. Где кадры? Где деньги? Где органы? Наша задача - работать, повышая эффективность. С недостатками будем бороться, и мы их победим!» «Всё о мире строительства», №06-07, 2013г. 6.Анализ эффективности применения обетонированных труб при строительстве и капитальном ремонте подводных переходов Технология изготовления обетонированных труб (ОТ) В настоящее время применяется четыре способа нанесения балластного покрытия: – набрызг (торкретирование); – набивка (прессование); – с помощью скользящей опалубки; – закачка под давлением. Технические требования к ОТ (СТО Газпром 2-2.2-334-2013) Плотность бетона определяется проектными техническими требованиями, но не 3 менее1900 кг/м Толщина бетонного покрытия не менее 40 мм; Допуск на массу трубы от -3 до +10% от расчетного веса; Допуск на общую массу партии труб от 0 до +2,5% от расчетного веса Предел прочности бетона на сжатие: 7д. – 15 Мпа; 28 д. – 40 Мпа, не менее Водопоглощение бетона – не более 8 объемных процентов Длина необетонированных концов труб – не менее 400 мм Усилие сдвига балластного покрытия относительно трубы с изоляционным покрытием определяется проектными техническими требованиями, но не менее 2 2,0 кг/см Усилие сдвига балластного покрытия относительно трубы с изоляционным покрытием определяется проектными техническими требованиями, но не менее 2 2,0 кг/см 8 Преимущества ОТ Имеющийся опыт работы по применению обетонированных труб, исследования и испытания данного вида продукции позволяют считать, что ОТ обладают рядом существенных преимуществ перед традиционными способами балластировки трубопроводов. К основным преимуществам можно отнести: - высокая степень стойкости к внешним воздействиям; - балластирующая способность задается в заводских условиях и не зависит от качества СМР на объекте строительства; - снижение трудозатрат при доставке и значительное сокращение времени на подготовку плети (плетей) к протаскиванию; - отсутствие повреждений изоляционного покрытия при проведении СМР, эксплуатации (не требует ремонта в трассовых условиях); - снижение возникновения дефектов трубопровода в процессе эксплуатации за счет защитных свойств бетонного покрытия; - отсутствие смещения балластного покрытия при протаскивании Сравнение технологии строительства подводного перехода с использованием УЧК и ОТ Технология монтажа УЧК предусматривает следующие виды работ • • • • • Технология монтажа ОТ предусматривает следующие виды работ Доставка труб; Сварка труб в плеть; Доставка и монтаж футеровочной рейки на плеть; Раскладка кольцевых утяжелителей перед установкой на газопровод; Укладка плети (плетей) газопровода створ перехода на нижние полукольца утяжелителя; Установка верхних полуколец; Закрепления полуколец УЧК с помощью крепежных элементов (болты (шпильки), шайбы, гайки); Протаскивание • • • • • • • Доставка ОТ; Сварка труб в плеть; Установка манжеты для защиты стыка; Протаскивание. Оценка экономической эффективности применения ОТ Диаметр Трубопровода, толщина стенки в мм Стоимость футеровки на 1 км трубы, без НДС (тыс. руб.) Количество УЧК на 1 км трубы Цена за ед. УЧК без НДС (руб.) Стоимость балластировки УЧК 1 км трубы (тыс. руб.) Итого (тыс. руб.) Стоимость балластировки бетонным покрытием 1 км трубы (тыс. руб.) % удешевления при использовании трубы с балластным покрытием 1420 22937 530 44771,47 23729 46665 42665 8,57 1220 21337 310 43138,59 13373 34711 31843 8,26 1020 21127 400 35198,63 14079 35206 32596 7,41 720 21227 340 35198,63 11967 33194 30558 7,94 530 13097 370 17275,57 6392 19489 18042 7,42 9 Оценка экономической эффективности применения ОТ Тип балластирующего устройства УЧК Обетонированные трубы Достоинства Недостатки Габаритные размеры, меньше чем УТК, что позволяет увеличить частоту установки, применять на переходах с кривыми вставками, снижение тяговых усилий при протаскивании Стоимость. Увеличение доли ручного труда на объекте строительства за счет производства работ по утяжелению в трассовых условиях Широкая область применения Не требует монтажа на трубопровод Возможность изменения весовых характеристик при изготовлении Дополнительная защита трубопровода от механических повреждений. Снижение доли ручного труда на объекте строительства за счет производства работ по утяжелению труб в заводских условиях на современном оборудовании Более низкая стоимость по сравнению УЧК Технология изготовления ОТ с применением технологии «закачка под давлением» не позволяет контролировать качества бетонного покрытия. Отсутствие схем механизации при проведении работ и отсутствие расценок на укладку ОТ ВЫВОДЫ Анализ стоимости балластировки показал экономическую неэффективность применения чугунных пригрузов при балластировке трубопроводов больших диаметров. Стоимость затрат на балластировку трубопровода чугунными пригрузами на 7,9 % выше, чем при использовании обетонированной трубы. Исключение возможности повреждения антикоррозионного покрытия на этапах транспортировки, строительства и эксплуатации трубопровода за счет наличия бетонного покрытия труб, что ведет к увеличению срока службы трубопровода. Исключение потери балластирующей способности трубопровода в течение длительного срока эксплуатации, независимо от внешних воздействий; Общая экономическая эффективность применения конструкции и снижение доли ручного труда на объекте строительства за счет производства работ по утяжелению труб в заводских условиях на современном оборудовании. При использовании ОТ отсутствует СМР по балластировке трубопровода в трассовых условиях, что приводит к снижению рисков некачественного выполнения работ при ремонте и строительстве подводных переходов. Отсутствие расценок на работы по укладке ОТ. В.Ю. Шарохин, Начальник отдела защитных покрытий, 5-я международная научно-техническая конференция «ГАЗОТРАНСПОРТНЫЕ СИСТЕМЫ: НАСТОЯЩЕЕ И БУДУЩЕЕ», п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013г. 10 7.Полимерконтейнерные грунтозаполненные устройства, опыт применения и пути развития балластирующие Опыт применения История применения грунтозаполняемых балластирующих устройств, изготовленных из полимерных материалов, началась в начале 80-х годов прошлого века, когда нефтегазовой отраслью проводилось активное расширение трубопроводной транспортной сети на всей территории СССР. В связи с тем, что значительная часть трубопроводов прокладывалась в сложных гидрогеологических условиях, значительно возросла потребность в различных типах балластирующих устройств, применяемых для обеспечения устойчивости положения трубопроводов (против всплытия). Используемые железобетонные балластирующие устройства, несмотря на широкую область применения, имели два существенных недостатка: высокую стоимость и сложность доставки в отдаленные труднодоступные районы с плохо развитой инфраструктурой. Для решения этих задач ведущими отраслевыми институтами была реализована концепция, согласно которой были разработаны новые, на тот момент, виды балластирующих устройств из полимерных материалов, в которых в качестве материала для балластировки применялся минеральный грунт. При этом должны были быть обеспечены высокая надежность и долговечность изделий. Одним из таких новых видов балластирующих устройств стало полимерно-контейнерное балластирующее устройство с грунтовым заполнителем (ПКБУ), разработанная институтом НИПИоргнефтегазстрой совместно с ЦНИЛПконтейнер Минхимпрома СССР при участии ВНИИСТа и треста Союзгазспецстрой Главтрубопроводстроя. Первые опытно-промышленные испытания партии ПКБУ были проведены в два этапа в период с 1983 по 1985 гг. при строительстве газопровода Уренгой – Центр I. По результатам обследований после паводков 1984 и 1985 гг. установленные на газопроводе ПКБУ обеспечили устойчивость положения газопровода на проектных отметках. Результаты опытно-промышленных испытаний были признаны успешными, вследствие чего ПКБУ были рекомендованы для дальнейшего применения на объектах строительства и ремонта магистральных трубопроводов. В 2011 году ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават», являясь комплексным поставщиком специализированной продукции, а также производителем средств балластировки, в рамках научно-исследовательской работы по повышению качества и надежности поставляемой продукции и оптимизации конструкций для балластировки трубопроводов совместно с ООО «Фирма Наука» провело информационный поиск по определению объектов строительства трубопроводов, на которых впервые применялись полимерконтейнерные грунтозаполненные балластирующие устройства. Основной задачей было определение состояния балластирующих устройств после максимально продолжительного периода эксплуатации и оценки возможности продления ресурса работы средств балластировки. Компанией ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават» было инициировано вскрытие газопровода в пойме реки Цна для изучения и оценки состояния ПКБУ, отбора образцов для исследований и испытаний на остаточный ресурс. Была организована совместная рабочая группа из представителей ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават» и ООО «Фирма Наука». Рабочая группа при активном участии представителей эксплуатирующей организации Моршанского УМГ ООО «Газпром Трансгаз Москва» в декабре 2011 г. провела работы в пойме р. Цна, в результате которых была демонтирована группа из четырех ПКБУ, установленная на газопровод в 1983 г. В результате визуальной оценки в процессе работ по вскрытию участка трубопровода с установленной на него группой ПКБУ отмечено следующее: - Глубина траншеи от верхней части элементов ПКБУ до поверхности земли составила более 1 м, что соответствует требованиям действующих нормативных документов; - Группа ПКБУ находилась в удовлетворительном состоянии, целостность конструкции не нарушена; - Разрушений структуры технической ткани, швов, металлических элементов конструкции на доступной для визуального наблюдения части ПКБУ, до начала демонтажа с последовательным разрушением конструкции не обнаружено; 11 - Деформаций конструкции не наблюдалось, видимых следов коррозии металлических частей ПКБУ не отмечено; - В местах контакта ПКБУ с изоляционным покрытием трубопровода видимых повреждений покрытия не обнаружено. После окончания работ по вскрытию группы ПКБУ образцы элементов конструкции были идентифицированы и в дальнейшем переданы в испытательную лабораторию для оценки их фактического состояния и подтверждения соответствия материалов, доставленных из поймы р. Цна, требованиям ТУ. Кроме того в испытательную лабораторию были переданы сохранившиеся элементы тканевой части ПКБУ 1983 г., оставшиеся после опытно-промышленных испытаний и не подверженные воздействию водной и грунтовой сред. Наименование показателя полотна «Поникон» Величина показателей* Материал, извлеченный из траншеи, после 29 лет эксплуатации Поверхностная плотность, г/м2 Разрывная нагрузка, кгс - по длине - по ширине Удлинение при разрыве, % - по длине - по ширине Снижение характеристик по сравнению с нормативными,% Нормативный показатель на нитепрошивное полотно, применяемое для изготовления ПКБУ по ТУ 6-19-21082 Нормативный показатель НД ОАО «Газпром» 397,7 - 335±17 не менее 350 287,7 335,0 4,1% - не менее 300 не менее 300 не менее 300 не менее 300 31,3 31,0 4,3% 3,3% не более 30 не более 30 не более 30 не более 30 *- В таблице приведены усреднённые значения измерений. «ПОНИКОН» ТБГ-360 12 Физико-механические показатели Наименование показателя Поверхностная плотность, г/м2 Разрывная нагрузка, кгс/5 см: - по основе - по утку Удлинение при разрыве, %: - по основе - по утку 1. 2. 3. 4. 5. 6. Требования к техническим НД ОАО «Газпром» Нетканое нитепрошивное полотно «Поникон» Ткань техническая ТБГ-360 не менее 350 397,7 357,2 не менее 300 287,0 541,4 не менее 300 335,0 531,6 не менее 30 31,3 21,3 не менее 30 31,0 23,0 В результате проведенных работ можно отметить следующее: Полимерно-контейнерное устройство ПКБУ образца 1983 г. на протяжении более 29 лет эксплуатации сохранило целостность конструкции и свою работоспособность. Проведенные в аккредитованной лаборатории испытания тканевых элементов ПКБУ подтвердили, что нитепрошивное полотно «Поникон» из полиамидных нитей после 29 лет эксплуатации в земле сохранило свои физико-механические и эксплуатационные свойства. Снижение основных характеристик материала части ПКБУ, изготовленной из нитепрошивного полотна «Поникон», за 29 лет эксплуатации не превышает 4,5%, что более чем в два раза ниже допустимого снижения характеристик при лабораторных климатических испытаниях, согласно требованиям ВСН 39-1.9-003-98, что позволяет сделать вывод о возможности продления ресурса работоспособности конструкций ПКБУ. В настоящее время при изготовлении грунтозаполняемых балластирующих конструкций вместо нитепрошивного полотна «Поникон» применяются долговечные в грунтовых условиях технические ткани, имеющие более высокие физико-механические характеристики. Деформаций металлических элементов ПКБУ не наблюдалось, видимых следов коррозии на момент шурфирования не отмечено. В процессе хранения элементов металлической части ПКБУ до передачи их в лабораторию отмечалось появление видимых следов коррозии, проявившихся вследствие воздействия атмосферного воздуха. Результаты исследований, проведенных в 2012 г., показали удовлетворительное состояние металлических элементов ПКБУ. К настоящему времени грунтозаполненные балластирующие устройства различных конструкций активно применяются практически во всех условиях строительства трубопроводов, причем объем от общей доли применяемых балластирующих устройств постоянно растет. По сравнению с первыми образцами конструкций грунтозаполненные балластирующие устройства были значительно доработаны, что позволило повысить их надежность: 1. Нетканое нитепрошивное полотно, заменено на техническую ткань, которая обладает более высокими показателями. 2. Каркас современных грунтозаполненных балластирующих устройств не имеет контакта с изоляционным покрытием трубопровода, что позволяет избежать повреждения изоляции в процессе монтажа и эксплуатации. 13 3. Изменены узлы крепления, что позволило отказаться от сварочных работ и применения отдельных фиксирующих элементов. 4. Оптимизированы габариты балластирующих устройств позволяющие разместить их в траншеи без дополнительных земляных работ при сохранении высокой балластирующей способности. 5. Разработаны бескаркасные грунтозаполненные балластирующие устройства, что позволило расширить область их применения. Требования к конструкции и материалам Согласно требований нормативных документов ОАО «Газпром» на объектах строительства и ремонта ЕГС применяются следующие виды грунтозаполненных балластирующих устройств: Грунтозаполненные балластирующие устройства Бескаркасные полимерконтейнерные грунтозаполненные балластирующиее устройства Каркасные полимерконтейнерные грунтозаполненные балластирующиее устройства 14 Требования нормативных документов ОАО «Газпром» допускают следующие виды материалов для изготовления грунтозаполненных балластирующих устройств: Грунтозаполненные балластирующие устройства полиамид полиэфир полипропилен По виду по способу изготовления материал для грунтозаполненных балластирующих устройств подразделяется: Грунтозаполненные балластирующие устройства Тканный (техническая ткань) Нетканный В настоящее время наибольшие распространения получили балластирующие устройства, изготовленные из полиамидной или полиэфирной технической ткани. 15 Этапы изготовления Анализ производственные процессов изготовления грунтозаполненных балластирующих устройств показал, что для обеспечения стабильного высокого качества продукции и сокращения сроков изготовления изделий, необходим постоянный контроль на всех этапах производств, внедрение комплексной системы управления качеством и разработанными организационнотехническими мероприятиями. Наиболее эффективным решением в данном случае является организация полного цикла производства. Реализацией такого проекта в настоящее время занимается ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават» совместно с ЗАО «Газпром химволокно». нить ткань полимерные грунтозаполняемые конструкции потребитель Д.А.Комаров, Начальник Научно-производственного отдела ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават», 5-я международная научно-техническая конференция «ГАЗОТРАНСПОРТНЫЕ СИСТЕМЫ: НАСТОЯЩЕЕ И БУДУЩЕЕ», п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013г. 8.ПХГ Йемгум: новый энергетический хаб Европы 2 сентября в поселке Йемгум (Нижняя Саксония) состоялось торжественное открытие одного из крупнейших подземных хранилищ газа в Германии, оператором которого выступает компания Astora — «дочка» WING АЗ. Согласно плану проекта, к 2018 году мощность хранилища, в строительство которого были инвестированы в общей сложности сотни миллионов евро, составит 1 млрд. м3 активного газа. Такого количества достаточно для обеспечения более 500 тыс. домашних хозяйств на протяжении одного года. Благодаря своему расположению и уникальным характеристикам хранилище имеет стратегическое значение для европейской энергетической инфраструктуры и усиливает влияние Северной Германии в качестве важного газотранспортного узла. Так, ввиду непосредственной близости от границы Германии и Нидерландов, хранилище имеет прямое соединение с газотранспортными сетями обеих стран (GASCADE и GTS) и удобно для закачки газа, поступающего по газопроводу «Северный поток». Особое значение нового ПХГ в Йемгуме объясняется рядом факторов. Вопервых, с его помощью Нижняя Саксония станет своего рода энергетическим хабом для Германии и Европы, так как часть объемов крупнейших газовых потоков, которые стекаются из Голландии, Норвегии и России в соседний регион Бунде, будут поступать в данное ПХГ, а затем направляться дальше в Европу. . Во-вторых, наряду с растущими потребностями в импорте газа стран Европы увеличивается и спрос на хранилища газа, которые гарантируют стабильную доступность природного газа потребителям, позволяя компенсировать сезонные колебания между производством и потреблением. Хранилище будет играть важную роль в энергетической безопасности Германии, которая является крупнейшим импортером газа в Европе. Кроме того, в связи с новой 16 энергетической политикой в стране все больше обостряется проблема выравнивания колебаний генерации энергии из возобновляемых источников, что также увеличивает значение ПХГ, так как газовые электростанции в этом случае выполняют буферную функцию. Хранилище Йемгум расположено в соляных кавернах и в этом плане имеет значительное преимущество по сравнению с хранилищами в пористых породах: переключение между режимами закачки и отбора газа занимает всего несколько минут, что объясняется спецификой полостей в соляных штоках. В Йемгуме в течение одного часа может быть закачано и отобрано до 1 млн. м3 газа (в хранилищах в пористых пластах этот процесс длится вдвое дольше), что делает его идеальным партнером для ВИЭ и позволяет надежно компенсировать суточные колебания энергопотребления. Высокую востребованность ПХГ Йемгум подтверждает тот факт, что компания Astora заключила долгосрочные контракты по продаже всех мощностей по хранению газа еще в 2009 году. Масштабы проекта Строительство ПХГ в Йемгуме начиналось пять лет назад с зеленой лужайки. Сегодня под все такой же зеленой лужайкой, на которой невозмутимо пасутся коровы и овцы, на глубине 1150-1600 метров находится многомиллионный промышленный объект, масштабы которого сложно представить. В соляном куполе диаметром 10 км на данный момент готовы к эксплуатации две из десяти запланированных технических полостей, так называемые каверны. Процесс выщелачивания одной каверны, то есть вымывание соли из соляного штока с помощью воды, которая забирается из реки Эмс с последующим отводом рассола, занимает до трех лет. Полости, образующиеся в соли, обладают естественной плотностью, которая служит гарантией надежного хранения природного газа. Высота каждой каверны составляет около 320 метров, что, для сравнения, в два раза превышает высоту Кельнского собора, а диаметр благодаря полученному спецразрешению достигает 86 метров (у стандартных каверн не более 75 метров). Период эксплуатации хранилища составляет 50 лет. К 2018 году планируется построить еще восемь каверн, что увеличит мощность хранилища до 1 млрд. м3 газа. ПГХ Йемгум принадлежит компаниям WINGAS (совместное предприятие Wintershall и ОАО «Газпром») и VNG Gasspeicher (чья доля в хранилище составляет одну шестую). За строительство и эксплуатацию хранилища отвечает компания Astora, которая является крупнейшим оператором хранилищ природного газа в Европе. Ей принадлежит самое крупное в Западной Европе газовое хранилище — ПХГ Реден на севере Германии, мощность которого превышает 4 млрд. м3. Также компания располагает мощностями в хранилище Хайдах в Австрии (совместное предприятие с Roh I Aufsuchungs-Aktiengesellschaft и ООО «Газпром экспорт») — второе по величине в Центральной Европе. Экология в приоритете При проектировании и строительстве ПХГ защите окружающей среды уделялось первостепенное внимание. С целью сохранения грунтовых вод и минимального воздействия на окружающую среду прокладка газопровода осуществлялась под землей с применением специальных технологий. Так, часть газопровода общей длиной 5,7 км, которая пересекает зону охраны птиц, была проложена экологическим способом горизонтально-направленного бурения только после сезона высиживания. С помощью 17 буровой головки с системой дистанционного управления был пробурен туннель на глубине до 30 метров, через который протягивалась труба. Тесное сотрудничество с компаниёй EWE, которая сооружает собственное хранилище в непосредственной близости от Йемгума, также сводит к минимуму вмешательство в природу и ландшафт — для сбрасывания насыщенного соляного раствора прямо в Северное море используется, в частности, уже построенный участок газопровода MIDAL. Инновационный подход Преобразование соляного купола, которому 250 млн. лет, в хранилище газа невозможно без инновационных технологий. Одним из ноу-хау стало наклоннонаправленное бурение скважин, имеющих не вертикальную, а S-образную траекторию, что позволяет пробурить до шести скважин с одной кустовой площадки, благодаря чему площадь, занимаемая наземными сооружениями, и изменение ландшафта сводятся к минимуму. Кроме того, ПХГ Йемгум оснащено установкой обратного компримирования газа, которая позволяет эксплуатировать мегахранилище почти без вредных выбросов. Екатерина Атепаева, «Нефтегазовая Вертикаль», №20, 2013г. 9.Сирийский противогаз Самая горячая тема международной политики — ситуация в Сирии. Ее можно рассматривать в контексте названных «арабской весной» событий на Ближнем Востоке. Можно видеть в Сирии столкновение власти с «Аль-Каидой». Можно анализировать позиции мировых держав в связи с этим конфликтом. А можно вообще не ограничиваться политикой. Рациональная экономическая подоплёка конфликта в Сирии состоит в том, что это борьба за новый расклад сил на европейском и мировом рынке газа. Война сама по себе — явление, чем дальше, тем все больше иррациональное, хотя некоторые политики, и уж точно генералы, могут считать иначе. Сирийская война — пример иррациональности. Признанный эксперт в ближневосточных делах Георгий Мирский уверен, что разворачивающаяся там гражданская война, к тому же идущая между представителями разных ветвей ислама, ведет к афганизации страны. И в самом деле, стороны этого конфликта — не слишком, мягко говоря, гуманный по отношению к собственному народу правящий режим и боевики той самой «АльКаиды» (если она действительно существует) — та еще пара. Помогать кому-то в этом конфликте — значит, действовать вопреки интересам страны и мира в регионе. То есть вопреки здравому смыслу. В эфире «Эха Москвы» журналистка Юлия Латынина говорила, что Барак Обама активно готовил бомбардировки Сирии только потому, что когда-то сделал заявление: применение Дамаском химического оружия, если таковое случится, не должно остаться без достойного ответа. По ее мнению, США оказались заложниками чистоплюйства своего президента, интересам Штатов удар по Сирии никак не соответствует. Получается, что «план Путина», заменивший немедленное начало военных действий выводом или уничтожением сирийского химического оружия, выручил Обаму. Именно поэтому план и был так быстро принят. Война иррациональна. Но у любой войны есть причины, в том числе и рациональные. В Сирии все началось, как и в других арабских странах, со студенческих требований больших свобод. Но разве только эти выступления причина развернувшейся гражданской войны? 18 Есть дополнение. Волна «арабской весны» прокатилась практически по всему региону, но американская интервенция стала реальностью только в Ираке, в Ливии дело ограничилось бомбардировками и активной поддержкой противостоящих режиму сил. Почему Сирия может оказаться в том же ряду? Если вернуться к тезису об афганизации Сирии, то Афганистан пришел в нынешнее плачевное состояние после двух больших войн — с Советским Союзом и с США и войсками НАТО, за которыми последовали непрекращающиеся малые войны. Искать рациональные причины в этих войнах — занятие неблагодарное. Афганистан не входит в цепочку Ирак — Ливия — Сирия. Что такая цепочка есть, показывает экономика. Хотя на первый взгляд между Сирией, с одной стороны, и Ираком и Ливией — с другой, есть существенная разница. Ирак и Ливия — столпы ОПЕК, и насильственное свержение правивших в этих странах режимов существенно изменило соотношение сил на мировом рынке нефти. Сирия на их фоне выглядит просто бледно. Но она все равно оказывается в этом ряду. Нефтяная игла Что атака Сирии скажется на мировой экономике, и в первую очередь на нефтяной конъюнктуре, — общее место всех комментариев. Бывший секретарь российского Совета безопасности, декан факультета мировой политики МГУ Андрей Кокошин, утверждает: «Реализация США военного сценария с высокой степенью вероятности дестабилизировала бы мировую экономику. Этот процесс может принять самые разные формы. Например, вероятен всплеск цены на нефть и на другие энергоносители. В нынешней хрупкой ситуации, когда в странах Евросоюза роста нет, в США он небольшой и противоречивый, когда многое держится на экономическом росте Китая и нескольких крупных развивающихся стран, это могло бы иметь весьма отрицательные последствия. С Андреем Кокошиным можно спорить относительно роли развивающихся стран (Китай - особая статья) в оживлении мировой экономики, их в качестве локомотива теснят США, но он совершенно прав в том, что прыгающие вверх цены на нефть точно не поддержат робкие признаки начала выздоровления мировой экономики. Но как высоко могут подпрыгнуть нефтяные цены? 21 августа появилась информация о химической атаке в пригородах Дамаска, после чего США и ряд других западных стран заявили о необходимости военного вмешательства в ситуацию. За август цена нефти марки Brent выросла на 6%. В начале сентября в Москве эксперты оценивали рост цен на нефть в связи с раскручиванием ситуации вокруг Сирии. Был, в частности, выдвинут прогноз, что из-за военного конфликта цена нефти к концу 2013 года может подняться до $125 за баррель. «Сирия не является ключевым игроком ни на мировом, ни на региональном рынке. Тем более уже сейчас в отношении Сирии действует целый пакет санкций. Поэтому о значительном скачке цен говорить не стоит. Но нужно учитывать, что это возможно, если война распространится на другие государства — Иран, Израиль, Саудовскую Аравию и Катар. Если говорить только о сокращении поставок из Сирии, то изменение цены будет незначительным — с учетом спекулятивного фактора это поднимает цену на 10-15 долларов», считает директор Центра изучения мировых энергетических рынков Института энергетических исследований РАН Вячеслав Кулагин. Профессор факультета международного энергетического бизнеса РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина Дмитрий Александров уточнил: «Все началось с заявления французских аналитиков, которые объявили о росте цен до 150 долларов за баррель в случае, если война распространится на соседние государства. Если же этого не произойдет, рост цен на нефть, конечно, будет, но он не будет значительным. Другие страны могут воспользоваться ситуацией и немного увеличить экспорт, но это станет 19 временным явлением. Что касается доли России в мировом экспорте, то она вряд ли изменится». Пока нефтяной рынок спокойно реагирует на сирийские подвижки. 16 сентября, когда американцы согласились с «планом Путина», цена октябрьских и ноябрьских фьючерсов на нефть снизилась, но снижение составило меньше 1%. Незначительность колебаний означает, что рынок уже отыграл все варианты, кроме начала собственно боевых действий. Эксперты подчеркивают: по влиянию на цены на нефть конфликт вокруг Сирии не идет ни в какое сравнение с событиями в Ираке и Ливии. Средиземноморский ресурс В последние пять лет в Восточном Средиземноморье были обнаружены крупные месторождения углеводородов, и прежде всего газа. По данным предварительных геологических исследований, Левантийский бассейн, расположенный вдоль берегов Сирии, Ливана, Израиля, Газы и Кипра, и Нильский бассейн на севере Египта содержат 3,5 триллиона кубометров (ткм) газа и 1,7 миллиарда баррелей (мб) нефти. В Нильском бассейне заключено 6 ткм газа и 1,8 мб нефти. Это значит, что, во-первых, сирийские кладовые могут оказаться богаче, чем они оцениваются сейчас, Во-вторых, новые месторождения уже становятся объектами напряженной конкурентной борьбы, в которой уже готов участвовать «Газпром», а возможно, и «Роснефть», В-третьих, они же еще больше обостряют борьбу за пути их доставки потребителям, а это, конечно, европейские страны. Переплетение существующих, а еще больше проектируемых газопроводов представляет собой особый интерес. 25 июня 2011 года в иранском портовом городе Бушер был подписан Меморандум о взаимопонимании, посвященный строительству газопровода с иранского газового месторождения «Ассалуе» через Ирак и Сирию. Газопровод стоимостью строительства $10 млрд. был ориентировочно распределен между Ираком, Сирией и Ливаном. Через подводную ветку было предложено протянуть его до Греции, а оттуда — на рынки Европы. Названный «Исламским газопроводом», он должен был дополняться экспортом сжиженного природного газа (СПГ) из сирийских портов на Средиземном море. Латакия и Тартус — два основных сирийских порта. Понятно, что в сложившихся условиях этот проект дальше протокола о намерениях не уйдет: и Иран, и Сирия находятся под режимом санкций. Но проект всетаки заявлен. Не стоит забывать и о том, что Россия взяла порт Тартус в аренду и построила там военно-морскую базу. На рынке газа есть и другой игрок, по мощности сопоставимый с Ираном, но находящийся с ним в политическом и даже идеологическом противостоянии — это Катар. Он уже представлен в Европе в качестве поставщика сжиженного газа, но готов существенно расширить свои поставки. Проект трубопровода «Набукко» из восточной части Турции в Австрию застопорился по причине недостаточности имеющегося для него газа. Именно в этом контексте был выдвинут проект нового трубопровода для катарского газа. В 2009 году, во время визита эмира Катара шейха Хамада Аль Тани в Турцию, была достигнута договоренность о строительстве трубопровода и его присоединении к «Набукко» в Турции. Он должен начаться в Катаре и пройти через Саудовскую Аравию, Иорданию и Сирию, дойдя до Турции, откуда ему открывается дорога в Европу. Сирия—это важный элемент обоих газопроводов, как из Ирана, так и из Катара. Для катарского сегодня она является пробкой, иранский остается в проекте. Факт состоит в том, что от позиции Сирии во многом зависит конфигурация поставок газа в Европу, а это, на мой взгляд, вполне оправдывает помещение ее в цепочку Ирак — Ливия — Сирия. 20 Стоит специально остановиться на интересах сторон. От «катарского» газопровода выигрывают сам Катар, Турция, Сирия (если она отходит от союза с Ираном, что пока вряд ли возможно в силу, как политических, так и религиозно-идеологических причин), Европа. В проигрыше оказывается Россия. Любопытна позиция США. Формально они в проигрыше: катарский газ на рынках Европы будет конкурировать в том числе и с американским. Но ситуация выглядит несколько иной, если ее оценить в динамике. Дело в том, что США и Европа далеко продвинулись в формировании общей зоны свободной торговли. А это меняет угол зрения. Американский газ, продолжая конкурировать в Европе с катарским, российским и алжирским, за счет зоны свободной торговли практически может быть приравнен к европейскому, то есть получить преимущества перед конкурентами. Рациональная экономическая подоплека конфликта в Сирии, который уже принял иррациональные формы и балансирует на грани военного вмешательства со стороны США, таким образом, состоит в том, что это борьба за новый расклад сил на европейском и мировом рынке газа. Николай ВАРДУЛЬ, главный редактор «Финансовой газеты» (специально для «МК»), «МОСКОВСКИЙ КОМСОМОЛЕЦ», 9 октября 2013Г. 10.Геокриологические аспекты при эксплуатации трубопроводов в пределах распространения островных и прерывистых многолетнемёрзлых пород Рассмотрены геокриологические аспекты взаимодействия трубопровода с многолетнемёрзлыми породами, критерии выбора принципа строительства трубопроводов при подземной прокладке в условиях массивноостровного и редкоостровного распространения многолетнемёрзлых пород. Строительство и эксплуатация трубопроводов на севере России в пределах зоны развития многолетнемёрзлых пород (ММП) сложная задача, которая решается на протяжении многих десятков лет. За это время разработаны нормативные документы, 21 которые регламентируют процесс изысканий под строительство, так и особые требования к проектированию и строительству. Особенно важен выбор способа прокладки трубопровода в зависимости от геокриологических условий. Как правило, изыскателям, проектировщикам и строителям приходится сталкиваться с разнообразными условиями, которые могут неоднозначно оцениваться с позиции нормативных документов. Поэтому даже соблюдение нормативных требований не всегда обеспечивает стабильную работу трубопровода. Геокриологические аспекты В процессе строительства и эксплуатации трубопроводов происходит их внедрение в естественную природную среду. Это осуществляется с нарушением динамического равновесия, в котором находились природные ландшафты. Как следствие, активизируются опасные природные процессы, негативно влияющие на техническое состояние трубопроводов. К подобным «реакциям отторжения» природной средой техногенных объектов относятся: пучение и просадка промерзающих, протаивающих грунтов; выпучивание (всплывание) участков трубопроводов, активация деструктурных мерзлотных процессов (термокарст, солифлюкция, морозобойные трещины, бугры пучения и др.), эрозионных и оползневых процессов, а также процессов обводнения и заболачивания трасс трубопроводов. Несмотря на требования нормативных документов о необходимости прогнозной оценки техногенного воздействия на окружающую среду при строительстве трубопроводов, на сегодняшний день отсутствуют нормативные методики достоверной оценки и прогноза теплового и механического воздействия на окружающую среду для сложных природно-климатических условий. Поэтому эксплуатирующая трубопровод организация, в первые годы его работы, помимо непосредственного транспорта углеводородов вынуждена заниматься вопросами обеспечения стабильного положения трубопровода под воздействием природно-климатических факторов. Согласно многолетним наблюдениям, на севере Западной Сибири в первые трипять лет эксплуатации на многолетнемёрзлых породах в зоне прокладки горячих трубопроводов формируются ореолы оттаивания, достигающие в глубину 5 - 10 м, а вокруг холодных трубопроводов существенно меняется режим ММП. Как следствие, в случае горячего трубопровода на сильнольдистых и льдистых грунтах возникают термокарстовые просадки. Их образование, как правило, сопровождается просадкой поверхности грунта над трубопроводом, а иногда и вдоль целого технического коридора. Создаются благоприятные условия для внутригрунтового стока вдоль трубопровода. Вода, как природный аккумулятор тепла, оказывает значительное отепляющее действие на мёрзлые породы, что ведёт к затоплению значительных площадей коридоров. Интенсивные процессы обводнения, заболачивания и термокарста приводят к разрушению обвалования и всплытию трубопровода или его просадке относительно проектного положения. Чередующиеся процессы сезонного пучения и сезонной осадки грунтов в результате воздействия кристаллизационного давления, достигающего 220 МПа при каждом цикле промерзания, изменяют рельеф, в том числе и вдоль трассы трубопровода. Относительная стабилизация природных условий вокруг трубопровода, когда происходит частичное восстановление растительного покрова трассы трубопровода, отмечается приблизительно через 7-8 лет. Полная реабилитация природных процессов вдоль северных магистральных трубопроводов возможна только по прошествии 15 - 16 лет (Москаленко, Шур, 1989). Такая ситуация наблюдается на всех газо- и нефтепроводах подземной прокладки в районах с многолетнемёрзлыми грунтами. 22 Классическим примером развития подобной ситуации может быть современный магистральный нефтепровод Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе». Трубопровод пересекает криолитозону от зоны сплошного развития ММП до практически полного отсутствия ММП в верхних горизонтах, от Нижнеенисейской возвышенности и верховьев реки Большая Хета к долине реки Таз по Пур-Тазовскому междуречью до поймы реки Пур (в районе поселка Пурпе). На участке подземной прокладки многолетнемёрзлые породы имеют в основном редкоостровной характер распространения, однако встречается и массивноостровное залегание ММП, при продвижении на юг распространение ММП редкоостровное. Под сезонномёрзлым и сезонноталым слоями встречаются как современные, так и реликтовые многолетнемёрзлые породы. Сочетание сложнопостроенных грунтовых толщ с различными геокриологическими условиями обусловливает разнообразие грунтовой среды вдоль трассы трубопровода. Прогнозное поведение и состояние ММП разной структуры при специфическом техногенном воздействии, которое оказывает трубопровод, существенно различается, что и продемонстрировала реакция грунтовой среды на эксплуатацию трубопровода. В период строительства нефтепровода и дальнейшей эксплуатации на окружающую среду было оказано существенное техногенное воздействие. Был нарушен естественный рельеф, уничтожены почвенный покров и растительность в полосе отвода, в грунтовую толщу на глубину 1,5 - 2,5 м внесён постоянный источник тепла. В результате изменились условия теплообмена, распределение влаги на поверхности, температурный режим грунтовых толщ, нарушена структура грунтов в зоне производства земляных работ (разработка и засыпка траншей и т.д.). Вследствие свойств природных ландшафтов, таких как повышенная обводнённость территории, наличие многолетнемёрзлых пород как сливающихся, так и несливающихся, при техногенном воздействии на грунтовую среду взаимодействии трубопровода с окружающей грунтовой средой проявились в первую очередь процессы термокарста и пучения. Роль бугров пучения при взаимодействии трубопровода с окружающей грунтовой средой Характер развития геокриологических процессов непосредственно вдоль трассы связан с деградацией мёрзлых толщ, на некотором отдалении от трассы (3 - 5 м) активно формируются бугры пучения. Процессы криогенного пучения опасны для трубопровода, прежде всего неравномерностью проявления по трассе, изменчивостью, связанной с закономерностью климата, почвенно-растительным покровом, ландшафтными особенностями, генезисом, минералогическими составом и строением промерзающих пород. В результате преобладания процессов многолетнего пучения грунтов, формируются многолетние миграционно-инъекционные бугры пучения (называемые в англоязычной литературе - пальза), достигающие больших размеров (более ста метров в диаметре и более 1 - 2 м высотой). На практике при строительстве столь протяженных объектов обойти области распространения бугров практически невозможно. Поскольку на участке подземной прокладки трассы трубопровода Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе» на бугристые торфяники приходится более 40% территории, ряд проблем, возникающих при эксплуатации нефтепровода, связан с ними. По морфологии пучинные формы делятся на бугры пучения и площади пучения. Большая часть льда в льдонасыщенном ядре миграционных бугров пучения формируется за счёт внутригрунтовой влаги окружающей территории. 23 Десятилетние низкотемпературные волны холода могут создавать условия для образования льдистых ядер бугров пучения возможно даже на глубинах 9 - 12 м (Бердников, 2012). При изысканиях для строительства трубопроводов нужно учитывать эту особенность бугристых торфяников и производить бурение до нижнего льдистого горизонта, а также проводить опережающие геофизические изыскания с целью оконтурить участки развития ММП и оценить глубину их распространения. Одновременно необходимо, на наш взгляд, учитывать размеры многолетнемерзлого участка, а также пересекает ли трубопровод участок массивноостровного распространения ММП по его периферии или же по центральной части. Большую роль в сезонном пучении играет снежный покров. Из-за различий в мощности снега (выдувов, надувов) скорость промерзания талого слоя на разных участках неодинакова, это приводит к образованию замкнутых объёмов водонасыщенного песка под крупными надувами снега. Надувы в этом районе образуются уже к середине декабря, они достигают размеров в плане от 4 - 5 м2 и более. При уровне грунтовых вод на глубинах 0,5 - 0,7 м и менее с застойным режимом надмерзлотных вод при мощности снега более 40 см, образуются сезонные бугры пучения площадью до 40 м 2. Сезонные бугры пучения возникают в долинах ручьев и даже в пределах мелководных термокарстовых водоёмов при резком снижении позднеосенних температур на участках, где мощность снежного покрова невысока. Появляясь каждый раз в новом месте, эти новообразования изменяют направление стока через трубопровод. Как показывает наш опыт - это одна из причин широкого развития эрозионных процессов в точках пересечения трубопроводов с ручьями и временными водными потоками. Роль термокарстовых процессов при взаимодействии трубопровода с окружающей грунтовой средой В результате термокарстовых просадок рельеф вокруг трубопровода изменяется очень заметно. Формы проявления термокарста определяются как рельефом, так и условиями залегания и мощности подземных льдов и сильнольдистых отложений. Термокарстовые формы, отмеченные на участке проложения трубопровода Ванкорское месторождение - НПС «Пурпе» - это округлые термокарстовые озера (0,5 - 1,0 м), как правило, небольшой глубины и диаметром 10 - 20 м, а также вытянутые вдоль трубопровода термокарстовые понижения, достигающие в длину десятков метров, с изменяющейся глубиной (0,5 -2м), при этом наблюдается увеличение ширины траншеи. Строительство трубопровода привело к спуску термокарстовых озер, пересекаемых трассой. На этих площадях вне зоны теплового воздействия трубопровода стали активно формироваться бугры пучения высотой 1,0-1,5 м. В результате подмыва и выноса грунтов из-под торфяника происходит отседание торфяных блоков. Ширина полосы отмирания сфагнового мха по данным Е.В.Устиновой (2007) составляет от 5,3 м до 12,8 м. Просадки в торфяном массиве имеют различную форму и размеры, достигая 1,5 - 3 м в диаметре. Термокарстовые осадки по данным М.А.Минкина (2000) в траншее в среднем составляют 8-30 см/м, что почти в 5 раз выше по сравнению с естественными условиями. Подобные изменения присутствуют вокруг всех горячих трубопроводов, как правило, они ведут к активизации эрозионных процессов. Оценивая полученные материалы можно сделать вывод, что для проектирования трубопроводов на таких участках выбор принципа строительств должен делаться при помощи расчёта и зависеть от оценки мощности нижнего слоя ММП и его льдистости. При невысокой льдистости нижнего слоя возможно строительство по второму принципу. При высокой льдистости и просадочности грунтов необходимо применить первый 24 принцип, либо использовать такие технические решения, которые обеспечат надёжность эксплуатации трубопровода. Отдельные линзы ММП, залегающие ниже, на положение трубопровода влияния не оказали. При проектировании трубопроводов на участках с таким строением профиля ММП применим второй принцип строительства на многолетнемёрзлых грунтах. Очевидно, что многолетнемёрзлые отложения небольшой мощности при взаимодействии с горячим трубопроводом протаивают и приходят в новое равновесное состояние. Однако процесс протаивания в первые годы эксплуатации достаточно агрессивный из-за протаивания приповерхностных льдистых отложений перелетков и молодых формирующихся бугров пучения. При проектировании трубопроводов применение первого принципа с сохранением многолетнемёрзлых пород на таких участках нецелесообразно, поскольку трубопровод при применении первого принципа строительства будет находиться в неустойчивом состоянии. При длительном функционировании горячего трубопровода в бугристых массивах выделяются три периода: 1.Первые два года сильной просадки за счет сильнольдистого верхнего горизонта, образование термокарстовых озёр, интенсивные эрозионные и термоэрозионные процессы. Основные меры для стабилизации положения трубопровода - это засыпка траншей непучинистым грунтом (крупным песком), рекультивация территории. 2.Последующие 3-5 лет просадка на отдельных участках, там, где протаивают льдистые отложения второго льдистого горизонта. Поверхность вокруг трубопровода снижена, эрозионные процессы развиваются. Возможно возникновение участков напряжённо- деформированного состояния (НДС). На проблемных участках необходимо применение технических решений, ведущих к стабилизации положения трубопровода. 3.Последующие 5-7 лет период медленной трансформации грунтовой среды восстановление растительного покрова по периферии трубопровода. Мы полагаем, что особенную опасность представляют бугры пучения для холодных газопроводов. При перекачке холодного газа промерзанию подвергаются и изначально талые, и многолетнемёрзлые грунты, что также приводит к неблагоприятным воздействиям на трубопровод. Например, трубопровод Бованенково — Байдарацкая Губа — Ухта проходит по многолетнемёрзлым грунтам с температурой минус 6 - 7°С. Водонасыщенность грунтов доходит до 80%, льдистость составляет 15 - 30%. Помимо мест с буграми пучения трасса пересекает участки с пластовыми залежами льда и криопэгами, а также большое число рек и ручьев, впадающих в Карское море. Поскольку газ планируется транспортировать охлажденным до отрицательных температур, большую сложность представляет обеспечение устойчивости положения холодного газопровода в таликах, а также при пересечении им русел рек. Очевидно, что при отрицательной температуре газа начнётся процесс промерзания грунтов, который будет сопровождаться процессами пучения (Васильчук, 2011). На западносибирских газопроводах, функционирующих уже десятки лет, отмечаются участки со сформировавшимися вдоль них ледяными телами, которые сдвигают трубопроводы с проектного положения, несмотря на пригрузы. Такая ситуация наблюдается, например, на газопроводе Ямбург Ныда, где участков с образовавшимися буграми насчитывается более 600. Выводы: 1.Основываясь на изученных материалах, отражающих результат взаимодействия трубопроводов с бугристыми торфяниками, нужно учитывать особенности их геокриологического строения при адекватном выборе принципа строительства (с сохранением или протаиванием ММП). 2.В пределах развития бугристых торфяников важную инженерно-геологическую роль играет локализация горизонтов льдистых отложений: во-первых, это верхние 3 - 5 м, 25 где формируются линзы сегрегационного льда и интервал 9 -15 м, где могут формироваться льдистые ядра крупных бугров пучения. Это следует учитывать при проложении трасс трубопроводов. При строительстве трубопроводов необходимо не только проводить опережающие геофизические изыскания для определения положения льдистого ядра, но и детальное бурение до нижнего сильнольдистого горизонта. Особенно это важно при сооружении горячих трубопроводов. 3.При оценке возможности влияния участков развития ММП на трубопровод следует учитывать размеры и конфигурацию участка многолетнемерзлых пород. 4.При островном залегании ММП необходимо подробно отслеживать положение границ распространения ММП, производя геофизические и буровые работы высокой степени детальности. 5.При эксплуатации трубопроводов для мониторинга и управления негативными процессами пучения и просадки необходима правильная оценка структуры взаимодействия ММП и трубопровода для выбора метода ремонтно-восстановительных работ. А.К. Васильчук, д.г.н., зав. лабораторией геокриологических исследований для строительства и эксплуатации трубопроводов ЗАО «ВНИИСТ», Н.Г. Фигаров, к.т.н., директор Центра технологии и организации строительства трубопроводов ЗАО «ВНИИСТ», А.М. Усков, Первый зам. генерального директора по производству - главный инженер ЗАО «Ванкорнефть», Г.Л. Максимов, начальник Управления эксплуатации трубопроводов ЗАО «Ванкорнефть», Д.С. Волков, начальник отдела инжиниринга и повышения надёжности трубопроводов Управления эксплуатации трубопроводов ЗАО «Ванкорнефть», «Трубопроводный транспорт», №03, 2013г. 11.НИИ буровых технологий: современные технологии бурения и подготовки инженеров для инновационного ТЭК Научно-исследовательский институт буровых технологий (НИИБТ), входящий в структуру Губкинского университета, был создан как реакция на тотальное принижение роли отечественной буровой науки в развитии нефтегазовой отрасли, снижение наукоемкости отечественного бурового сектора. НИИБТ является системой реализации и воплощения идей и наукоемкой продукции в готовые бизнесы, осуществляет деятельность генерального проектировщика по разработке проектной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. Уделяется большое внимание разработке и патентованию прорывных, не имеющих аналогов в мире, технологий разработки труднодоступных и трудно извлекаемых запасов углеводородов Арктического шельфа, стареющих месторождений Западной Сибири, залежей вязких нефтей и битумов. Создана система взаимного ориентирования скважин (СВОС) для предотвращения встречи стволов и контроля сближения или удаления бурящейся скважины относительно неограниченного числа колонн ранее пробуренных скважин. В июле-августе 2012 г. прошли буровые испытания СВОС на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» совместно с Западно-Сибирским филиалом ООО «Буровая компания «Евразия». Научно-технический прогресс в нефтегазовой отрасли требует создания более эффективной системы инженерного образования и повышения квалификации. Промышленности нужны высококвалифицированные предприимчивые специалисты и молодые инженеры, самостоятельно принимающие решения в ситуации выбора, отличающиеся мобильностью, конструктивностью, обладающие развитым чувством ответственности за порученное дело и адаптированные к конкретной инженерной деятельности. Именно эти качества развивает созданный на базе лабораторий НИИБТ 26 Центр дистанционного интерактивно-производственного обучения (ДИПО), являющийся основой мультидисциплинарного подхода в образовании. Технологии ДИПО основаны на взаимодействии обучаемого с учебной средой на базе реальных производственных процессов и осуществляются на производственноинформационном поле вуз - предприятие. Эти технологии характеризуются тем, что обучаемые, находясь вдали от промышленного объекта, в любой момент времени имеют возможность поддерживать диалог с производством при помощи средств телекоммуникации. Технологии ДИПО, в отличие от традиционной вузовской подготовки, предполагают включение в профессорско-преподавательский состав специалистовнаставников, выполняющих договорные работы на нефтегазовых объектах, например по технико-технологическому надзору за качеством работ, геологотехнологическим исследованиям процесса бурения и проектированию нефтегазодобывающих объектов. Цель технологий ДИПО, как нового метода обучения инженерным профессиям, заключается не только в получении знания и навыков принятия решения производственных инженерных, организационных и экономических задач, но и в предоставлении будущему инженеру возможности выбора рабочего места после окончания вуза. Профессор Валерий Кульчицкий, директор НИИ буровых технологий, Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 12.Самый крупный движущийся объект на Земле Теперь в своем пятом поколении Ramform Титан стал самым передовым сейсмическим судном из когда-либо построенных. Это проявляется во всём: в экономии времени и денег с непревзойденной эффективностью, в расширении операционного окна по погоде. С 70-метровой задней палубой, оборудованной по последнему слову техники Ramform Titan обеспечит безопасное и эффективное размещение и операции с сейсмокосами Geostreamer®. Без ущерба для качества данных, он установит новые ориентиры для сейсмических исследований с буксировкой до 24 кос длиной до 12 км. Ramform Титан обеспечит максимальную ширину съемки в отрасли. Производительность более 1000 квадратных километров 3D в неделю — мировой рекорд. Но мы не построили его, чтобы произвести впечатление — Мы построили его, чтобы сделать еще больше открытий. Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г. 13.Трубопроводы нового поколения FlexSteel Специалисты, работающие в нефтегазовой сфере, хорошо понимают, что львиная доля успеха всего проекта зависит от надежности эксплуатируемого трубопровода. Разработка нефтяных и газовых месторождений зачастую ведется в самых тяжелых природно-климатических и ландшафтных условиях, которые не просто выдержать большинству труб. Круг возникающих проблем широк - это частые поломки, отказы и прорывы, связанные как с внешним воздействием, так и с внутренним, например с коррозией. 27 В своей работе специалисты «ИНТРА ТУЛ» используют комплексный подход и современные технологии, многие из которых могут применяться для восстановления и ремонта трубопроводных систем. Это, прежде всего, новая технология гибких армированных трубопроводов FlexSteel. Конструкция трубопроводов FlexSteel включает специальный внутренний слой (вкладыш) из полиэтилена высокой плотности, упрочненного навивкой на него металлических лент из холоднокатаной стали, поверх которых формируется наружный защитный слой из полиэтилена низкого давления с добавлением углеродной сажи для защиты от ультрафиолетового излучения. Стальной армирующий слой представляет собой концентрически намотанные вдоль оси трубопровода (под углом 55 градусов) стальные пластины, придающие трубе необходимую жесткость. Намотка армирующего слоя производится послойно (в четыре слоя) - в противоположных направлениях. Материал изготовления - холоднокатаная сталь MTL-P-5233, которая соответствует марке стали российского производства Ст.08 различных модификаций, химического и компонентного составов. При наличии в транспортируемой жидкости сероводорода стальные армирующие полосы изготавливаются из стали MTLP- 5237, отвечающей требованиям стандарта NACE MR0175, который устанавливает максимально допустимое парциальное давление H2S в зависимости от мольной доли H2S, деленной на 100 (перевод из процентов в доли единицы) и умноженного на давление флюида. При парциальных давлениях H2S, равных 0,3 кПа или более, возможность применения труб FlexSteel, как правило, определяется заводом-изготовителем. В этом случае технические специалисты проводят анализ данных опросного листа и определяют гарантийный срок службы трубопровода. Внешний защитный слой (экран) трубопроводов изготовлен из полиэтилена высокой плотности низкого давления (MTL-P- 5205). Благодаря наличию в составе полиэтилена специальных химических добавок (2-3%), внешний слой обеспечивает максимальную степень защиты трубопровода от влияния ультрафиолетового излучения. Также он служит для защиты от механических повреждений армирующего слоя и воздействия негативных факторов окружающей среды. Диапазон рабочих давлений трубопроводов FlexSteel - от 50 до 206 бар, рабочих температур перекачиваемой среды - от 1 -40 до + 80 °С. 28 Соединительные и концевые фитинги Соединение секций трубопровода, а также подключение труб к действующим коммуникациям, производится с использованием симметричных соединительных и концевых фитингов специального исполнения. Фитинги изготавливаются из нержавеющей стали марки 316L (S31603) или углеродистой стали с покрытием, нанесенным методом химического осаждения, и обеспечивают надежное соединение и уплотнение с внутренним и наружным экструдированными слоями трубопровода. Концевые фитинги устанавливаются в несколько последовательных этапов: сначала труба ровно обрезается, после чего на нее устанавливается обжимной инструмент со сменными полукольцами. Затем на конец трубы надевается фиттинг и выполняется операция обжима, цель которой - постоянная формовка стенок концевого фитинга по размеру трубы. Данная операция обеспечивает равномерное плотное обжатие стенок трубы фитингом, как по внутренней, так и наружной поверхностям. Формовка концевого фитинга выполняется при помощи специального гидравлического пресса (обжимного устройства). Оборудование для обжима включает сам гидравлический инструмент, силовой гидравлический агрегат (СГА), систему управления и дополнительные инструменты. Обжим одного соединения производится за 30-45 мин - в полевых условиях силами одного квалифицированного специалиста. Технология гибких армированных трубопроводов FlexSteel идеально подходит для прокладки в экологически уязвимых районах, на мелководье (максимальная глубина укладки до 100 м), в болотистой местности и других ландшафтно-географических условиях. Высокая антикоррозийная стойкость и улучшенные гидродинамические свойства трубопроводов обеспечивают их эффективную эксплуатацию и экономичное техническое обслуживание на протяжении всего срока службы. Основные преимущества К основным преимуществам труб FlexSteel относятся: простота монтажа и высокая скорость строительства трубопровода, возможность эксплуатации в высокоагрессивных средах без применения ингибиторов, гибкость и большая длина цельных секций труб (до 2 700 м). Сазоненков Сергей Александрович, ведущий технический специалист холдинговой компании «ИНТРА ТУЛ», «Oil & Gas Eurasia», №09, 2013г. 14.НТО нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина 80 лет 80-летняя история деятельности Научно-технического общества нефтяников и газовиков имени академика И.М. Губкина (НТО НГ) неразрывно связана с историей становления и развития нефтегазовой отрасли страны. НТО НГ, объединяя многие тысячи талантливых инженеров, крупных ученых и педагогов, ведущих специалистов и руководителей отрасли, внесло огромный вклад в научно-технический прогресс и решение актуальных задач по развитию топливно-энергетического комплекса России. Системная постановка законотворческой деятельности предполагает разработку и постоянное совершенствование законодательных мер стимулирования модернизации отрасли. В нашем Комитете в тесном сотрудничестве с учеными и практиками отрасли в рамках секции «Инновации в ТЭК» Консультативного Совета при Председателе Комитета 29 Государственной Думы по энергетике началась разработка комплекса мер законодательного стимулирования инновационной деятельности, охватывающих, в частности, предложения законодателей и специалистов - членов НТО НГ по внедрению методов увеличения нефтеотдачи. Результатом этой работы станет оптимизация фискальной нагрузки на предприятия нефтегазового сектора отечественной экономики, совершенствование налогового администрирования инновационной деятельности и в конечном итоге - предотвращения падения объемов добычи нефти в России. Другая инициатива экспертов Научно- технического общества - разработка новых мер стимулирования отечественных производителей передового нефтегазового оборудования для шельфовых проектов. Приглашаю к работе над этими документами авторитетных в деловых кругах ученых и экспертов «Путеводителя международного бизнеса». Иван ГРАЧЕВ, председатель Комитета Государственной Думы по энергетике, Приложение к газете «International Business Guide», №105, 2013г.
