В январе 2013 года для реализации проекта

1
Содержание
1
EIA: на два ближайших года
2
2
За счет жидких углеводородов. В 2013 в мире намечен резкий прирост
протяженности трубопроводов
Вторая очередь нефтепровода ВСТО введена в строй
Российский нефтяной экспорт
Протяженные амбиции
BP: сланцы против России
Естественное истощение
Новые проекты: самые крупные, самые газовые, самые нефтяные
Газовые войны
ГК «Римера» вольется в «Южный поток»
Развитие независимых производителей газа выходит из-под контроля
«Газпрома»
Газ для центра. «Газпром» утвердил программу по развитию газовых сетей
Центральной России
Два председателя и две эпохи «Газпрома»
Перспективы для российской промышленности в проектах ОАО «Газпром» на
нефтегазовом шельфе
Газопроводная инфраструктура Китая
Украинский прорыв
Газ для Украины подешевеет на 160 долларов
TRANSCANADA построит газопровод на Канадском Западе стоимостью $5,1
млрд.
В Японии впервые в мире добыт природный газ из океанических залежей
метангидратов
Искусственные грунтовые острова для разведочного и эксплуатационного
бурения в мелководной части замерзающих морей
Технологии строительства объектов нефтегазовой отрасли в сложных условиях
Китай приступает к коммерческому использованию Северного морского пути
О снижении административных барьеров
Синергия эффективности
Сварочное производство в ОАО «Газпром»
У каждого времени — свои достижения
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
5
5
6
13
14
17
19
21
21
23
24
27
28
31
32
33
33
34
37
39
40
42
42
46
2
1.EIA: на два ближайших года
Американское Управление энергетической информации (EIA) дает прогнозы как
на 2013, так и на 2014 год. В наступившем году, как ожидается, рост мирового
предложения сырья увеличится на 1 млн. барр/сут, а в 2014 году — на 1,7 млн.; эти
показатели будут достигнуты за счет увеличения производства труднодоступной нефти в
Северной Америке и нефти канадских нефтяных песков. EIA отмечает, что на Северную
Америку придется две трети прогнозируемого роста добычи вне OPEC.
EIA называет ожидаемый объем роста производства нефти в США, который
вырастет с 6,4 млн. барр/сут в 2012 году до 7,3 млн. в 2013-м и 7,9 млн. в 2014-м. Чистый
импорт сырья в стране сократится до 6 млн. барр/сут в 2014 году по сравнению с 7,5 млн.
в 2012 году. Доля импорта нефти в общем объеме потребления в США будет снижена с
40% в 2012 году до 32% в 2014 году.
OPEC, как ожидает EIA, сократит поставки сырья. В основном это будет делать
Саудовская Аравия, тем не менее, добыча картеля останется по меньшей мере на уровне
30 млн. барр/сут в ближайшие два года. Увеличат производство также Ирак, Нигерия и
Ангола.
Управление считает, что рост мирового потребления жидких видов топлива в
мире составит в 2013 году 900 тыс. барр/сут, он мог бы быть большим, но этому мешают
умеренные темпы восстановления мировой экономики. В 2014 году темпы роста возрастут — до 1,3 млн. барр/сут. При этом Америка и Юго-Восточная Азия будут
потреблять больше, а Европа — меньше.
По данным обзоров Сэма Флетчера,
OGJ, а также открытых источников,
«Oil&Gas Journal Russia», №1-2, 2013г.
2.За счет жидких углеводородов. В 2013 в мире намечен резкий
прирост протяженности трубопроводов
В 2013 году в мире планируется резкое увеличение объемов строительства
трубопроводов. Большая часть из них придется на магистрали, поставляющие нефть и
нефтепродукты. Объемы строительства увеличатся в Северной Америке, Европе и
Африке. На 10-летнюю перспективу планы строительства, напротив, немного
сократились по сравнению с оценкой, сделанной год назад. На темпы строительства
влияют, в том числе, прогнозные объемы потребления жидкого топлива. До 2019 года, по
данным американской EIA, они будут расти, а затем начнут снижаться.
Согласно сообщениям трубопроводных компаний и данным OGJ, в 2013 году
планируется проложить 24716 км трубопроводов. Общая протяженность трубопроводов в
мире, строительство которых планируется закончить в текущем году, увеличилась на 73%
по сравнению с аналогичным показателем 2012 года.
Рост происходит за счет нефте- и продуктопроводов, доля которых в общем
объеме строительства составит 60,5% (более 14798 км). При этом существенные
показатели роста по трубопроводам в целом можно объяснить завершением в текущем
году многих проектов в разных регионах мира. Что касается газопроводов, то их в 2013
году будут строить меньше.
Вместе с тем, если говорить о планах на ближайшие 10 лет, то показатели
планируемого строительства на 1,7% меньше, чем было заявлено год назад, — всего
намечено построить 72099 км трубопроводов.
3
Объемы строительства нефтепродуктопроводов после 2013 года должны остаться
приблизительно на одном уровне по сравнению с оценкой, данной в 2012 году, благодаря
тому, что в США будет подходить к концу прокладка ряда трубопроводов для ШФЛУ.
Если объединить планы на текущий год и оценку на будущее, плановые объемы
строительства увеличились по США, Канаде, Европе и Африке и уменьшились во всех
остальных регионах.
На темпы строительства трубопроводов будут оказывать влияние объемы
потребления жидкого топлива. Так, по прогнозу американской Energy Information
Administration (EIA), к 2019 году данный показатель вырастет с 18,9 млн. до 19,8 млн.
барр/сут. Правда, затем до 2040 года EIA прогнозирует период спада потребления —
вновь до уровня 18,9 млн. барр/сут.
Важным фактором для строительства транспортных мощностей будет также то,
что по прогнозу EIA США станут нетто-экспортером СПГ в 2016 году и
неттоэкспортером природного газа в любых формах — в 2020 году.
Затраты на строительство
В 2013 году в мире на строительство трубопроводов будет затрачено более $50
млрд. в условиях значительного роста планов, тогда как на 2012 год предусматривались
вложения $39,6 млрд.
Между тем расходы на строительство трубопроводов, которые планируется
завершить после 2013 года, должны составить около $144 млрд. В прошлом году при
составлении прогнозов на период после 2012 года планировались затраты на уровне $203
млрд.
В США средняя стоимость прокладки одного километра наземных
трубопроводов, включенных в заявки и представленных в Федеральную комиссию по
регулированию в области энергетики (FERC) до 30 июня 2012 года, составляла $1,9 млн.
Что касается морских трубопроводов, то заявок на их строительство в комиссию
не поступает, и их оценочная стоимость не меняется с 30 июня 2009 года, составляя $3,34
млн.
Прогнозируется, что в мире 90% трубопроводов будет проложено на суше и 10%
— в море, причем наружным диаметром 32 дюйма (812,8 мм) и более будут
прокладываться только на суше. Общая стоимость прокладки наземных трубопроводов
(22 998 км) в 2013 году оценивается более чем в $44 млрд., в том числе:
•
$578 млн. на трубопроводы диаметром 4—10 дюймов (101,6-254,0 мм);
•
$15,8 млрд. — 12-20 дюймов (304,8-508,0 мм);
•
$13,4 млрд.—22-30 дюймов (558,8-762,0 мм);
•
$14,5 млрд. — 32 дюйма (812,8 мм) и более.
Общая стоимость прокладки морских трубопроводов (1719 км) в 2013 году
составит более $5,7 млрд.:
•
$111 млн.— 101,6-254,0мм;
•
$3 млрд. — 304,8 - 508,0 мм;
•
$2,6 млрд. —558,8-762,0 мм.
Общая стоимость прокладки наземных трубопроводов (68501 км), которые будут
построены после 2013 года, составит более $132 млрд., в том числе:
•
$2,9 млрд. — диаметром 101,6 — 254,0 мм;
•
$19,7 млрд. — 304,8 — 508,0 мм;
•
$41 млрд. — 558,8 — 762,0 мм;
•
$68,4 —812,8 мм и более.
Стоимость прокладки морских трубопроводов (3653 км) после 2013 года составит
более $12 млрд., в том числе:
4
$558 млн.— 101,6 —254,0мм;
•
$3,8 млрд. — 304,8 — 508,0 мм;
•
$7,9 млрд. — 558,8 — 762,0 мм.
Российская «Транснефть» в декабре 2012 года ввела в действие вторую очередь
трубопроводной системы Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО-2) для транспорта
нефти потребителям на побережье Тихого океана и экспорта в Китай. Проектная
мощность ВСТО-2 — 50 млн. тонн в год.
•
Европа
В начале декабря в России состоялась церемония начала строительства
магистрали «Южный поток», сварен первый стык газопровода.
В августе 2012 года ОАО «Газпром» и болгарский энергетический холдинг EAD
подписали протокол, определяющий точку подключения к болгарской газотранспортной
сети, ее параметры и планы по дальнейшему выполнению проекта. По проекту
заключены межправительственные соглашения с Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией и Австрией. Турция дала «Газпрому» разрешение на прокладку трубопровода через
свою экономическую зону в Черном море в декабре 2011 года.
Протяженность морского участка трубопровода составит 900 км, максимальная
глубина — 2250 м.
Далее на суше газопровод разделится на две ветви: одна пойдет на северо-запад
в Словению и Австрию, ) а другая — на юго-запад в Грецию и Италию (Между тем в
конце 2012 года в СМИ появилась информация о том, что трубопровод может быть
проложен только до Северной Италии). Начать подачу газа по «Южному потоку»
планируется в декабре 2015 года.
В июне 2012 года консорциум, разрабатывающий
азербайджанское
месторождение Шах-Дениз, объявил, что считает приоритетным проект газопровода
Nabucco — West для экспорта газа, добываемого BP в рамках «Шах-Дениз 2».
Одновременно было объявлено об отказе от проекта трубопровода South East Europe
Pipeline (SEEP), который был ранее предложен участниками консорциума совместно с
Болгарией, Румынией и Венгрией.
Планируется, что протяженность Nabucco—West составит 1290 км — от турецкоболгарской границы до Баумгартена (Австрия).
Консорциум заявил, что у Nabucco — West имеются наибольшие шансы на
реализацию в 2017 году, когда начнется добыча в рамках проекта «Шах-Дениз 2». По
проекту начались консультации по техническим и коммерческим условиям. Начальная
пропускная способность проекта оценочно составит 10 млрд. м3 в год, впоследствии при
наличии спроса она может быть увеличена до 23 млрд. м3/г.
Параллельно Турция и Азербайджан договорились о строительстве
Трансанатолийского трубопровода (TANAP) для поставки азербайджанского газа по
территории Турции до возможной точки подключения к трубопроводу Nabucco — West.
Мощность этого трубопровода может составить 16 млрд. м3/г, протяженность — 3860 км,
а сметная стоимость — $5 млрд.
Первоначально, в ноябре 2011 года, этот трубопровод был предложен как часть
системы «Южный коридор», проходящей за пределами территории Евросоюза, в
дополнение к проекту Nabucco.
Между тем в феврале 2012 года консорциум, разрабатывающий Шах-Дениз,
назвал одним из возможных путей для поставки газа «Шах-Дениза 2» в Италию еще один
проект — Трансадриатический трубопровод (ТАР). Консорциум обещает сделать
окончательный выбор между проектами в середине 2013 года. При этом первоначально
5
должны быть заключены соглашения о продаже газа и только затем — принято
окончательное инвестиционное решение.
В проекте «Шах-Дениз 2» BP и Statoil принадлежит по 25,5%, азербайджанской
SOCAR, «ЛУКОЙЛу», Total I и Naftiran Intertrade — по 10%, Turkish Petroleum — 9%.
В рамках проекта планируется ежегодно добывать 16 млрд. м3 газа в дополнение к
приблизительно 9 млрд. м3/г, добываемым в рамках «Шах-Дениз 1». Месторождение
расположено в азербайджанском секторе Каспия в 70 км от Баку.
Кристофер Е. Смит, редактор OGJ по трубопроводному
транспорту, «Oil&Gas Journal Russia», №04, 2013г.
3.Вторая очередь нефтепровода ВСТО введена в строй
«Транснефть» запустила вторую очередь нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий
океан (ВСТО-2).
Первая очередь системы была введена в эксплуатацию в конце декабря 2009 года.
На первом этапе был построен участок нефтепровода Тайшет (Иркутская область)Сковородино и нефтеналивной терминал Козьмино на побережье Тихого океана. От
Сковородино до порта Козьмино нефть на первом этапе перевозилась по железной дороге.
Нефтепровод ВСТО-2 проходит по маршруту Сковородино-БлаговещенскБиробиджан-Хабаровск-Козьмино, его мощность 30 млн. т/г (с перспективой увеличения
до 50 млн. т/г). Также в планах предусмотрено увеличение мощности участка ТайшетСковородино до 50 млн. т/г.
По итогам 2012 года экспорт нефти сорта ВСТО осуществлялся в основном в
Японию — 31%, Китай — 24%, США — 22%.
«Oil&Gas Journal Russia», №1-2, 2013г.
4.Российский нефтяной экспорт
Профицит мощностей
Несмотря на скачкообразный рост пропускной способности системы
«Транснефти», произошедший в 2012 году, экспорт нефти из страны не вырос. Напротив,
по итогам года зафиксировано падение на 0,3% по сравнению с 2011 годом, до 211,477
млн. тонн (4,235 млн. барр/сут). В то же время экспортные возможности повысились на 45
млн. тонн в год благодаря запуску нефтепроводов БТС-2 и ВСТО-2. Дело в том, что в
стране увеличился и спрос на топливо на внутреннем рынке, заводы «отбирают» объемы
от экспорта.
Нужно отметить, что новая трубопроводная инфраструктура потребовала
перераспределения экспортных потоков: морская перевалка выросла, тогда как
трубопроводный экспорт Urals устойчиво снижался.
Восточный вектор
Ожидается, что в 2013 году Россия продолжит увеличивать объемы экспорта в
восточном направлении, получая дополнительный доход за счет сетевого тарифа и
премии на легкий сорт нефти ESPO Blend. Поставки в западном направлении вряд ли
будут расти.
Добыча в стране в 2013 году не превысит 520 млн. тонн в год, переработка ее
будет увеличена примерно на 20 млн. тонн, следовательно, экспорт будет снижаться, а в
его структуре увеличится доля нефтепродуктов.
6
BCTO уже получает потоки, которые ранее шли на запад. В 2013 году «Газпром
нефть» отказывается от поставок по «Дружбе» в Германию в пользу поставок по BCTO.
Обсуждается также возможность перенаправления потока башкирской нефти с запада на
восток.
По оценкам «Транснефти», перевалка ESPO Blend в порту Козьмино возрастет в
2013 году до 21 млн. тонн в год по сравнению с 15 млн. тонн в 2012-м.
«Oil&Gas Journal Russia», №1-2, 2013г.
5.Протяженные амбиции
На 2012 год пришлось завершение реализации ряда крупных трубопроводных
проектов по поставке нефти и газа из России. Система БТС-2 определила профицит
мощностей для российской нефти в западном направлении, ВСТО-2,— подготовила
плацдарм для новой нефти из Восточной Сибири. «Газпром» ввел в эксплуатацию
вторую очередь «Северного потока» и заложил «Южный». Эксперты анализируют
инвестпрограммы гигантов, сравнивая стоимость строительства с зарубежными
трубопроводами. Тем временем анонсируются новые планы, в частности рывок на
китайское направление как по нефти, так и по газу. Другие российские компании также
реализуют проекты по транспортировке в соответствии с собственными надобностями,
хотя по объемам строительства им, конечно, не угнаться за естественными
монополистами.
В условиях развития строительства трубопроводов инвестпрограмма
«Транснефти» на 2013 год выросла в 1,5 раза, составив 161,4 млрд. руб., из которых 18,6
млрд. руб.— средства нефтяных компаний, оплачивающих услуги по подключению НПЗ
и расширению пропускной способности нефтепроводов. В 2012 году объем
инвестпрограммы был равен 108,3 млрд. руб. Она включила проекты по развитию
системы магистральных нефтепроводов (131,9 млрд. руб.), а также по реконструкции и
модернизации действующих объектов (28,8 млрд. руб.).
ВСТО-2
25 декабря состоялся запуск в эксплуатацию системы ВСТО-2. С ее пуском
завершилось создание единой нефтепроводной системы РФ от Балтики до Тихого океана.
Первая очередь ВСТО — участок нефтепровода от г. Тайшет (Иркутская область) до
станции Сковородино (Амурская область) длиной 2694 км — строилась в 2006 — 2009
годах. На том же этапе был построен специализированный морской нефтеналивной порт
Козьмино в Приморье. После запуска первой очереди ВСТО, который состоялся в
декабре 2009 года, нефть до Козьмино доставлялась по железной дороге.
Строительство ВСТО-2 началось в январе 2010 года и продолжалось до сентября
2012, затем шло заполнение трубопровода технической нефтью. Также, в рамках второго
этапа сооружения ВСТО, в Козьмино был введен в эксплуатацию нефтеналивной причал
№ 2.
По данным «Транснефти», инвестиции в первый этап строительства ВСТО
составили 389,4 млрд. руб. ($12,7 млрд.), во второй — 326,9 млрд. руб. ($10,6 млрд.).
Мощность ВСТО-2 составит 50 млн. т/г (мощность первой очереди — 30 млн. т/г). В
рамках ВСТО-2 выполнено строительство нефтепровода общей протяженностью 2046 км,
создано 8 НПС, расширена НПС «Сковородино».
В 2013 году «Транснефть» планирует транспортировать по ВСТО около 21 млн.
тонн нефти. При этом параллельная схема доставки углеводородов по железной дороге от
Сковородино до Козьмино пока будет сохранена. Основным поставщиком нефти по
7
ВСТО является «Роснефть», поставки ведут также ТНК-BP, «Сургутнефтегаз» и «Газпром
нефть».
На Китай
Россия рассматривает вопрос увеличения поставок нефти в Китай. «Новое
соглашение предусматривает рост поставок в соответствии с инфраструктурными
возможностями на пике до 31 млн. тонн по трем направлениям», — сообщил глава
«Роснефти» Игорь Сечин.
Между тем ранее, в феврале 2013 года, заместитель председателя правительства
РФ Аркадий Дворкович сообщал, что экспорт российской нефти в Китай может
увеличиться более чем на 9 млн. тонн в год и этих объемов должно быть достаточно для
проекта Тяньцзиньского НПЗ. Министр энергетики РФ Александр Новак при этом
конкретизировал, что увеличить объемы экспорта планируется за счет отвода от ВСТО, а
не через Казахстан.
Данный отвод проходит от поселка Сковородино через приграничный Мохэ до
города Дацин в Китае. Протяженность линейной части нефтепровода по российской
территории составляет 64 км, по территории Китая — 960 км. Плановый экспорт нефти
через ВСТО в Китай начался 1 января 2011 года. В соответствии с российско-китайским
соглашением поставки осуществляются по контрактам между «Роснефтью»,
«Транснефтью» и CNPC, срок действия — 20 лет, объем поставок по указанному
соглашению — 15 млн. тонн в год.
На Хабаровский и Комсомольский
В марте 2013 года началось строительство 28-километрового отвода от ВСТО-2 до
Хабаровского НПЗ. Проект призван обеспечить надежность поставок сырья на
предприятие.
2,8 км трубопровода будет проложено в черте Хабаровска, при этом будет
применяться технология микротоннелирования, которая предполагает прокладку «трубы
в трубе», что призвано усилить безопасность объекта.
Закончить строительство отвода планируется к началу 2014 года. Объемы
прокачки первоначально составят 2 млн. т/г, с 2015 года ее планируется увеличить до 5
млн. т/г, а в более далекой перспективе — до 6 млн. т/г.
От ВСТО также будет построен нефтеотвод на Комсомольский НПЗ «Роснефти»
(расположен в Хабаровском крае). Компания подписала с «Транснефтью» соглашение о
совместной реализации проекта в сентябре прошлого года. Мощность отвода составит до
8 млн. т/г, построить его планируется за четыре года.
Для ВСТО
«Транснефть» также строит трубопроводы, которые свяжут новые нефтяные
месторождения с ВСТО. Трубопровод Заполярье — Пурпе пропускной способностью до
45 млн. т/г и протяженностью около 500 км планируется проложить от месторождений
Ямала и севера Красноярского края до ВСТО. В рамках первой очереди будет построена
нитка от поселка Тарко-Сале (ЯНАО) до поселка Пурпе. Вторая очередь предполагает
строительство участка от поселка Новозаполярный (ЯНАО) до Тарко-Сале. В рамках
третьей будет построен участок нефтепровода от НПС в Тазовском районе ЯНАО до
поселка Новозаполярный. Сроки завершения строительства — 2014, 2015 и 2016 год,
соответственно.
В марте 2012 года началась строительство первой очереди. Заявки на
использование нефтепровода подали «ЛУКОЙЛ», ТНК-ВР и «СеверЭнергия»,
планировали участие в проекте «Газпром нефть» и «Газпром».
8
В марте 2013 года «Транснефть» сообщила, что во втором квартале планирует
приступить к строительству второй очереди нефтепровода, по которой разработана и
утверждена документация. Предварительная оценка стоимости всего проекта — порядка
120 млрд. руб. Подрядчиками строительства являются «Стройгазконсалтинг»,
«Краснодарстройтрансгаз», «Транснефтьстрой».
Проект «Куюмба —Тайшет» — магистральный нефтепровод от ЮрубченоТохомского и Куюмбинского месторождений. В 2012 году по нефтепроводу закончены
проектно-изыскательские работы. Полевые работы могут быть начаты летом текущего
года. Маршрут трубопровода проходит от пос. Куюмба (Эвенкийский район
Красноярского края) до НПС «Тайшет» системы ВСТО. Пропускная способность
трубопровода составит до 15 млн. т/г, завершение намечено на четвертый квартал 2016
года.
В обход «Дружбы»
В сентябре 2012 года вышла на рабочий режим трубопроводная система БТС-2, от
города Унеча в Брянской области до порта Усть-Луга в Ленинградской области,
протяженностью 1 тыс. км. Она была построена с целью создания альтернативного
нефтепроводу «Дружба» маршрута поставок российской нефти в Европу.
С вводом БТС-2 Россия получила профицит нефтепроводных мощностей,
поставки по «Дружбе» были снижены, однако о полном отказе от них, по данным
трубопроводной монополии, речь не шла. Вместе с тем планировалось разгрузить порты
Приморск и Новороссийск, а в Новороссийске некоторые объемы нефти заменить
нефтепродуктами.
Строительство БТС-2 началось в 2009 году, ее ввод планировался в конце 2011
года, но он откладывался из-за неготовности необходимых для перевалки двух причалов в
порту Усть-Луга. 23 марта года БТС-2 была запущена в тестовом режиме. На первом
этапе мощность нефтепровода составляет 30 млн. т/г. На втором этапе, завершить
который планируется к концу 2013 года, этот показатель должен вырасти до 38 млн. т/г.
На Причерноморье
Проект строительства нефтепровода Тихорецк — Туапсе-2 увеличит поставки
нефти на Туапсинский НПЗ, в ходе реконструкции которого планируется нарастить
мощность по переработке. Протяженность нового нефтепровода составляет 247 км,
пропускная способность — 12 млн. т/г.
Расширение пропускной способности планируется на участке Родионовская —
Тихорецк за счет строительства лупингов и замены трубы на некоторых участках под
более высокое давление. Также на головной НПС «Тихорецкая» и промежуточной НПС
«Хадыженская» предусмотрена реконструкция, связанная с увеличением объема
прокачки.
Закончить проект планировалось в конце 2012 года, однако сдачу перенесли,
поскольку строительство было осложнено июльским наводнением. Теперь завершение
нового маршрута ожидается летом 2013 года.
Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) продолжает расширение
мощностей прокачки до 67 млн. т/г с нынешних 35 млн. т/г. В 2013 году консорциум
планирует направить на финансирование этих работ на территории России и Казахстана
$1,37 млрд.
На территории России в 2013 году намечено завершить модернизацию
Астраханской, Комсомольской и Кропоткинской НПС, на морском терминале КТК —
ввести дополнительный подводный трубопровод и третье выносное причальное
устройство. Планируется завершить создание электроэнергетической инфраструктуры.
9
На территории Казахстана намечено завершить работы по реконструкции НПС
«Тенгиз» и НПС «Атырау», заменить 88-километровый участок нефтепровода.
«ЛУКОЙЛ»: до Южного Хыльчую
В октябре «ЛУКОЙЛ» завершил строительство межпромыслового нефтепровода
от Харьягинского месторождения до месторождения Южное Хыльчую, чтобы повысить
загрузку Варандейского терминала пропускной способностью 12 млн. тонн в год. Общая
протяженность трубопровода — 158 км, годовая производительность — 4 млн. тонн,
затраты — $230 млн.
Нефтепровод предназначен для транспортировки товарной нефти с терминала
«Север-ТЭК» (Харьяга) на пункт сдачи-приема нефти Южное Хыльчую с последующей
сдачей нефти в межпромысловый нефтепровод Южное Хыльчую — Варандей. Проект
призван сократить сроки окупаемости затрат v на строительство Варандейского терминала
благодаря повышению его загрузки.
|
Кроме того, за счет нового нефтепровода компания собиралась снизить затраты
на транспортировку нефти по БТС. Планировалось снять часть нагрузки с
межпромыслового нефтепровода Харьяга — Уса и магистральных нефтепроводов Уса —
Ухта и Ухта — Ярославль, которые эксплуатируются на пределе пропускной
способности.
Нефтепродукты
«Транснефтепродукт» в январе 2013 года вывел трубопроводный проект «Север»
(Кстово — Ярославль — Кириши — Приморск) на проектную мощность (8,4 млн. т/г),
прокачав в указанном месяце около 750 тыс. тонн.
Компания также сообщила об изменении в схеме грузопотоков. С 1 февраля
«Север» начал прием и транспортировку в порт Приморск дизтоплива Евро-5 (содержание
серы не более 10 ррm) с Омского НПЗ. На западных маршрутах, где ранее
транспортировалось топливо Евро-2 (500 ррm), практически завершено замещение на
топливо Евро-3 (350 ррm). «Север» был введен в эксплуатацию в мае 2008 года.
Проект «Юг», реализацию которого планируется начать уже не первый год,
направлен на создание системы для экспорта российских светлых нефтепродуктов с
черноморского побережья. Планируемый маршрут: Сызрань — Саратов — Волгоград —
Новороссийск, протяженность — около 1465 км. Перевалка нефтепродуктов должна
осуществляться на причалах нефтебазы «Шесхарис». Проектная мощность
нефтепродуктопровода — 8,7 млн. т/г.
Между тем «Роснефть» выдвигала идею строительства трубопровода от
самарской группы НПЗ до терминала в Туапсе. Однако, по оценке главы трубопроводной
компании, конкретизация требует переговоров. «Транснефть» пока не получила от
нефтяных компаний достаточных гарантий по поставкам по проекту «Юг». Только
«ЛУКОЙЛ» гарантировал прокачку 3 млн. т/г, что является недостаточным для начала
строительства.
ШФЛУ
В мае 2012 года главы Башкортостана, Татарстана и ЯНАО подписали протокол о
намерениях в области транспортировки углеводородного сырья, в том числе ШФЛУ и
газового конденсата, по маршруту Ямал — Поволжье. В соответствии с этим регионы
выступили с инициативой внесения правок в федеральный «План развития нефте- и
газохимии РФ до 2030 года».
10
Инициаторы проекта считают, что перерабатывающие мощности в Западной
Сибири не способны освоить все объемы ШФЛУ, которые могут производиться в
регионе. Избыток сырья предлагалось поставлять на предприятия Урала и Поволжья.
В январе 2013 года для реализации проекта Башкортостан, Татарстан и ЯНАО
создали производственно-коммерческую структуру ОАО «Ямал —Поволжье». Стоимость
проекта оценивается в пределах 80—120 млрд. руб. ТЭО трубопровода должно быть
подготовлено в мае.
Регионы-участники предполагали инвестировать либо бюджетные средства, либо
средства компаний, в частности участие в проекте обсуждалось с «Газпромом», ВЭБом и
Сбербанком.
Между тем «СИБУР» развивает собственную транспортную инфраструктуру для
ШФЛУ. Компания строит в Тобольске дополнительные газофракционирующие
мощности, а в ноябре 2012 года приступила к реализации проекта нового трубопровода от
Пуровского ЗПК до Тобольска протяженностью 1 тыс. км и мощностью 8 млн. т/г.
Газопроводы «Южный поток»
Проект по транспортировке газа по дну Черного моря в Европу «Южный поток»
назван «Газпромом» одним из основных направлений инвестиций. 7 декабря 2012 года в
Анапе между селами Варваровка и Гайкодзор состоялась церемония сварки первого шва
газопровода «Южный поток».
Окончательное инвестиционное решение по морской части проекта было принято
в ноябре на заседании совета директоров компании South Stream Transport. На том же
заседании была утверждена регистрация South Stream Transport в Амстердаме.
Акционерами являются ОАО «Газпром» (50%), Eni (20%), Wintershall Holding (15%), EDF
(15%).
В октябре-ноябре 2012 года по проекту были приняты окончательные
инвестиционные решения в Сербии, Венгрии, Словении и Болгарии. Строительство
европейского сухопутного участка планируется начать на территории Болгарии в июне
2013 года. Первые поставки газа по газопроводу запланированы на конец 2015 года.
Общая протяженность «Южного потока» по территории стран Центральной и
Южной Европы составит 1455 км (без учета отводов). В декабре 2012 года сообщалось,
что газотранспортная система пройдет на север Италии. В рамках проекта планируется
четыре нитки трубопровода, каждая мощностью около 115,75 млрд. м3. Затраты на проект
в январе 2013 года оценивались экспертами на уровне €16 млрд.
При этом «Газпром» планирует создание системы «Южный коридор», которая
должна обеспечить подачу газа в «Южный поток», а также поставить дополнительный
газ в центральную и южную части России. Инвестиции в эту систему оценивались в 510
млрд. рублей, или €12,5 млрд. Плюс к этому стоимость газопровода Бованенково — Ухта
— Починки, который должен доставить газ в «Южный коридор», оценивалась компанией
East European Gas Analysis (EEGA) на уровне 750 млрд. рублей (€18,5 млрд.).
По оценкам экспертов, стоимость одного километра новых газопроводов в
среднем составит $7 млн. При этом глава EEGA Михаил Корчемкин отмечал, что по
газопроводу Gazelle в Чехии, имеющему тот же диаметр, что и трубы «Южного
коридора», стоимость составляет около $3,1 млн. за км, а по немецкому OPAL — €2,1
млн. ($2,83 млн.) за км.
«Северный поток»
8 октября 2012 года в бухте Портовая на балтийском побережье введена в
эксплуатацию вторая нитка газопровода «Северный поток». Укладка была завершена в
апреле, последний стык, соединивший морской участок второй нитки газопровода с
11
береговым участком и наземной инфраструктурой на российском берегу, сварен в
августе.
«Северный поток» — газопровод для поставок российского газа в Европу,
пересекающий акваторию Балтийского моря от бухты Портовая (район Выборга) до
побережья Германии (район Грайфсвальда). Протяженность трассы — более 1,2 тыс. км.
Общая сумма инвестиций в проект — €7,4 млрд. Две нитки газопровода способны
ежегодно поставлять 55 млрд. м3 газа на протяжении как минимум 50 лет. 51% в проекте
принадлежит «Газпрому», 9% — GDF Suez, 9% Gasunie, по 15,5% — у EON Ruhrgas и
Wintershall (BАSF).
Между тем заполняемость второй нитки газопровода «Северного потока», в
частности, по оценке главы «Росприроднадзора» Владимира Кириллова, составляла
около 30%.
23 октября 2012 года состоялась церемония пуска газа в первую нитку системы
Бованенково — Ухта. Завершить работы по сооружению второй нитки системы
планируется во втором квартале 2013 года.
Сварка линейной части первой нитки системы завершилась в мае 2012 года,
строительство велось с декабря 2008 года. Бованенково — Ухта построен для
транспортировки газа Бованенковского месторождения в центральные районы России и
далее европейским потребителям. В дальнейшем планируется сделать газопровод
ключевым звеном Единой системы газоснабжения, обеспечив транспортировку газа с
месторождений Ямала в объеме более 300 млрд. м3 в год. Протяженность газопровода
составляет 1100 км, проектная мощность — 140 млрд. м3 в год.
В 2012 году также шло увеличение мощности газопровода СРТО — Торжок от
Уренгойского месторождения в Западной Сибири до Торжка, где находится одна из
узловых точек Единой системы газоснабжения. Протяженность газопровода — 2200 км.
Проектная производительность — 20,5 — 28,5 млрд. м3 в год на различных участках.
6-я нитка магистрального газопровода Ухта — Торжок построена для увеличения
производительности системы магистральных газопроводов при транспортировке газа
Бованенковского месторождения. Протяженность газопровода — 972 км, мощность —
81,5 млрд. м3 в год. В декабре было объявлено, что на трассе завершаются
пусконаладочные работы.
В 2012 году продолжалось расширение газопровода Грязовец — Выборг.
Газопровод предназначен для обеспечения поставок сырья для «Северного потока» и
потребителям Северо-Западного региона России. Протяженность газопровода — 917 км,
проектная мощность — 55 млрд. м3. В конце 2012 года завершалось строительство
линейной части, а также системы лупингов (общей протяженностью около 700 км), велось
наращивание газоперекачивающих мощностей.
Газ в Китай
Газотранспортная система «Сила Сибири» (или «восточный» маршрут) — трасса
поставок газа в Китай на базе месторождений Чаяндинского в Якутии (запасы газа —
около 1,2 трлн. м3) и Ковыктинского в Иркутской области (1,5 трлн. м3). Из этих центров
«Газпром» планирует транспортировать газ через Хабаровск до Владивостока для
внутреннего потребления, а также на экспорт в страны АТР.
В октябре 2012 года было принято окончательное инвестиционное решение по
проекту обустройства Чаяндинского месторождения, строительства газопровода Якутия
— Хабаровск — Владивосток. Протяженность газопровода — около 4 тыс. км (участок
Якутия - Хабаровск— Владивосток — около 3 тыс. км, Иркутская область —Якутия —
порядка 800 км).
12
22 марта в ходе визита нового лидера Китая Си Цзиньпиня в Москву «Газпром» и
CNPC подписали меморандум о взаимопонимании в области сотрудничества по проекту
трубопроводных поставок российского газа. В документе планируется осуществлять
поставки по «восточному» маршруту из ресурсов Чаяндинского месторождения. Общие
инвестиции для реализации проекта оцениваются «Газпромом» в $60 млрд. Поставки
составят 38 млрд. м3 газа в год в течение 30 лет начиная с 2018 года с возможностью их
увеличения до 60 млрд. м3 .
У «Газпрома» существует также проект «Алтай» («западный» маршрут), согласно
которому газ планируется поставлять с месторождений Западной Сибири до СиньцзянУйгурского автономного района на западе Китая. Объемы поставок оценивались на
уровне 30 млрд. м3 в год. Планируемая протяженность газопровода — 2,6 тыс. км.
Илья Альков, редактор направления «Рынки» OGJRussia
Восточный маршрут в Китай более адекватен
Не стоило ожидать, что во время визита Си Цзиньпиня в марте будет подписан
уже окончательный контракт о поставках газа в Китай. Однако ситуация действительно
может сдвинуться с мертвой точки. Во-первых, внутри России возникла тема ликвидации
монополии «Газпрома» на экспорт газа. Это заставляет «Газпром» менять приоритеты.
Раньше Китай выступал для «Газпрома» лишь инструментом шантажа Европы («не будете
брать газ — отдадим китайцам»). Теперь «Газпром» действительно начинает думать о
Китае как о реальном рынке сбыта сетевого газа. Поэтому если раньше все переговоры
велись лишь по западной трубе («Алтай»), то теперь все смещается в сторону восточного
проекта («Сила Сибири»),
«Алтай» должен был связать с Китаем месторождения, являющиеся основной
ресурсной базой нашего экспорта в ЕС. Но на западе Китая нет дефицита газа, зато есть
относительно дешевый газ из Туркмении. «Газпром» же имел четкий ценовой ориентир
для газа из Надым-Пур-Тазовского района ЯНАО — ведь именно этот газ и шел на
европейский рынок. Поэтому договориться по цене с КНР нереально. Только борьба
«Роснефти» за право самой экспортировать газ в Китай, а также серьезное ухудшение
отношений с ЕС заставили «Газпром» поменять маркетинговую стратегию на более
адекватную — акцент сместился на восточную трубу.
Во-вторых, сам Китай весьма заинтересован в поставках именно трубопроводного
газа из России — поставки СПГ становятся все более рискованными, учитывая растущее
военное присутствие США и Индии в Тихом океане, а также ситуацию в ЮжноКитайском море. Да, остаются проблемы по цене. Но западный маршрут вообще не давал
возможность компромисса по этой теме. А в восточном варианте можно оттолкнуться от
цены на СПГ на китайском побережье.
Константин Симонов, генеральный директор
«Фонда национальной энергетической безопасности»
Три направления
Китай и «Роснефть» согласовали график увеличения поставок нефти в Китай с 15
млн. до 30 млн. тонн в год. Окончательные обязывающие контракты будут подписаны в
ближайшее время, однако, учитывая, что соглашение было поддержано на самом высоком
уровне, мы не ожидаем серьезных промедлений. С самого начала рассматривались три
направления поставок — по ВСЮ через Сковородино-Мохэ, ж/д маршрут через
Монголию (перевалка на станции Мегет) и казахстанскому нефтепроводу АтасуАлашанкоу.
13
По результатам переговоров Сковородино-Мохэ признано приоритетным
коридором поставок, и его мощность будет увеличена до 30 млн. тонн в 2018 году. В
период пока технические возможности нефтепровода не будут расширены (в 2014 году
возможно будет поставить дополнительно 2 млн. тонн и около 5 млн. тонн в год в 20152017 годах), также рассматривается возможность своповых соглашений с Казахстаном —
а это дополнительные 7 млн. тонн в год по маршруту Атасу-Алашанкоу.
Увеличение поставок на Китай вызывает некоторую озабоченность относительно
сохранения качества нефти на западном направлении и планов создания маркера нефти
ВСЮ (поставка из Козьмино), однако министр энергетики Александр Новак заверил, что
они не должны пострадать. Увеличение будет проходить за счет уже имеющейся
ресурсной базы «Роснефти», в дальнейшем компания планирует ввести новые
месторождения в Восточной Сибири. Вообще, после введения налоговых льгот многие
российские нефтяные компании планируют выйти на прирост добычи 1-2% в
среднесрочной перспективе, и, на наш взгляд, прогнозы добычи нефти согласно
энергетической стратегии будут превышены, обеспечивая базу для экспортных поставок
нефти.
Ольга Даниленко, аналитик по нефти и газу «ВТБ Капитал»
«Oil&Gas Journal Russia», №04, 2013г.
6.BP: сланцы против России
Благодаря «сланцевой революции» США не только обеспечат себе энергетическую
независимость, но и станут крупнейшим в мире нефтедобытчиком, отмечают в своем
докладе Energy Outlook 2030 эксперты BP. Правда, и общий уровень мировых цен может
снизиться, отмечено в документе.
При этом по объемам производства нефти США могут превзойти Россию.
«Разработка нетрадиционных запасов нефти и газа в ближайшие годы существенно
изменит расстановку сил на мировом рынке. Нефтяная индустрия высококонкурентна, и
инвестиции пойдут лишь в те регионы, где есть не только ресурсы, но и возможности, которые позволят вести эффективную добычу», — отметил глава BP Роберт Дадли в
выступлении, посвященном выходу доклада.
По оценкам нефтяной компании, за счет активного освоения сланцевых
месторождений производство только сланцевой нефти в США к 2030 году достигнет 300
млн. тонн в год, а общий объем нефтедобычи в стране составит 540 млн. тонн. В этом
случае США не только смогут полностью удовлетворять собственные потребности в нефти,
но и активно экспортировать ее. Для сравнения, общая добыча нефти в России в 2012 году
составила 518 млн. тонн.
Однако перенести «сланцевую революцию» на другие рынки будет сложно,
поскольку нигде нет такого сочетания эффективной финансовой и правовой систем, острой
конкуренции и развитых технологий бурения, отмечают в BP. Только в одном округе
Колумбия в США работает больше буровых компаний, чем во всей соседней Канаде.
Тем не менее, свои сланцевые технологии постепенно будут развивать и другие
страны, в том числе Россия, отмечается в отчете.
В целом к 2030 году эксперты BP ожидают, что производство сланцевого газа в
мире утроится, а сланцевой нефти вырастет в шесть раз. Доля сланцевых энергоносителей в
мировом топливном балансе вырастет до 20%. Именно разработка таких месторождений
станет основным фактором дальнейшего развития нефтяного рынка.
По данным обзоров Сэма Флетчера/OGJ, а также открытых
источников, «Oil&Gas Journal Russia», №1-2, 2013г.
14
7.Естественное истощение
Текущая добыча «Газпрома» — почти на 20% ниже уровня 1993 года.
В 1993 году, когда было создано ОАО «ГАЗПРОМ», его предприятия добывали
около 600 млрд. м3 газа в год. В прошлом году «ГАЗПРОМ» добыл в России, по данным
министерства энергетики, всего 482 млрд. м3. По данным самого «ГАЗПРОМА» - 488
млрд. Разница, впрочем, ничтожна и картину в целом никак не меняет.
Негативный тренд объясняется не только сбытовыми ограничениями. Все 20 лет
продолжается истощение старых гигантских месторождений «ГАЗПРОМА» в НадымПур-Тазовском районе ЯНАО. В прошлом месяце компания вывела на пиковую
мощность Заполярное месторождение, а значит, и оно уже не будет драйвером роста.
Исторически основные объемы добычи «Газпрому» обеспечивали всего три
месторождения в ЯНАО — Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. Но эти месторождения
входят в число крупнейших газовых месторождений мира, и долгое время их потенциала
хватало и для российских, и для иностранных потребителей «Газпрома».
Медвежье
Медвежье, открытое в 1967 году, стало первым месторождением, которое начало
эксплуатироваться в ЯНАО. Начальные запасы его сеноманской залежи (по категории
АВС1+С2) были оценены в 2,2 трлн. м3, причем глубина ее залегания составляла
600-900 м.
Разработчиком месторождения является «Надымгазпром», в 2008 году
переименованный в ООО «Газпром добыча Надым».
Медвежье стало своего рода полигоном освоения отечественными газовиками
новых технологий газодобычи. Здесь впервые была использована двухколонная конструкция скважин, применяемая теперь повсеместно, построены скважины большого
диаметра, обеспечивавшие дебит 1-1,5 млн. м3 газа в сутки, а также освоено кустовое
бурение, ставшее с тех пор нормой в газовой отрасли.
Практического решения проблемы эффективной добычи низконапорного газа,
актуальной не только для Медвежьего, но и для других старых промыслов «Газпрома»,
впрочем, пока не найдено.
На Медвежьем проводятся работы по реконструкции объектов: вводятся в
эксплуатацию дожимные компрессорные станции, создаются новые сборные пункты газа.
Модернизация месторождения, по расчетам специалистов «Газпрома», позволит
отсрочить завершение разработки месторождения лет на десять — примерно до 2030
года. А стратегические перспективы данного дочернего предприятия «Газпрома» связаны
с освоением месторождений Ямала, прежде всего Бованенковского и Харасавэйского.
Ямал в строю
Создание Ямальского центра газодобычи позволит «Газпрому» компенсировать
падение добычи в Надым-Пур-Тазовском регионе. Разведанные запасы и перспективные
ресурсы газа полуострова Ямал составляют 26,5 трлн. м3. что, по планам «Газпрома»,
позволит к 2030 году добывать здесь до 360 млрд. м3 газа в год. В регионе концерну
принадлежат лицензии на Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское,
Крузенштернское, Северо-Тамбейское, Западно-Тамбейское, Тасийское и Малыгинское
месторождения. В рамках комплексного освоения Ямала планируется поэтапное создание
трех промышленных зон – Бованенковской, Тамбейской и Южной.
В октябре 2012 года были введены в эксплуатацию первые пусковые комплексы
крупнейшего на полуострове Бованенковского месторождения (запасы газа - 4,9 трлн. мЗ)
и магистрального газопровода Бованенково-Ухта, что дало старт началу промышленной
15
добычи газа на Ямале. В текущем году на Бованенковском может быть добыто до 46
млрд. мЗ газа, а в 2017-м месторождение планируется вывести на проектную мощность в
115 млрд. м3 в год, что соответствует примерно 1/6 текущего уровня добычи газа в
России. В перспективе добыча на Бованенковском может возрасти до 140 млрд. м3 в год.
В январе 2013 года «Газпром» подписал с «НОВАТЭКом» соглашение о создании
на Ямале совместного предприятия по производству СПГ на базе Тамбейской группы
месторождений. Ранее сообщалось, что «Газпром» может получить в новой компании
75%, «НОВАТЭК» - 25%. Планируемая мощность -16,5 млн. тонн СПГ в год. По словам
Алексея Миллера, это позволит удвоить в регионе производство сжиженного газа по
сравнению с планами «НОВАТЭКа» по реализации проекта «Ямал СПГ».
Уренгой
Уренгойское месторождение открыто в 1966 году — на год раньше Медвежьего,
но промышленная эксплуатация его началась позже — в 1978 году. Запасы сеноманской
залежи Уренгоя по категориям АВС1+С2 составляли 9,9 трлн. м3 газа; оно считалось
самым крупным в мире. Для разработки Уренгойского месторождения было создано
производственное объединение «Уренгойгаздобыча», в 2008 году ставшее ООО «Газпром
добыча Уренгой».
В 1986 году Уренгойское месторождение вышло на проектную мощность — было
извлечено 296 млрд. м3 газа. До начала 1990-х годов Уренгой обеспечивал до 50% всего
добываемого в СССР газа, ежегодно закачивая в газотранспортную систему от 290 млрд.
до более чем 300 млрд. м3 «голубого топлива». Средние дебиты скважин глубиной
примерно 1200 м составляли 1,5-1,8 млн. м3 газа в сутки.
В 2003 году компания ввела в эксплуатацию Таб-Яхинскую и Ен-Яхинскую
залежи, в 2004 году — Песцовое месторождение. Вместе с Уренгойским они получили
название «Большой Уренгой». В сумме эти новые промыслы Уренгоя начали ежегодно
давать до 38 млрд. м3 газа и до 2 млн. тонн конденсата и нефти. Это позволило в середине
2000-х стабилизировать добычу на отметке около 140 млрд. м3 в год, но уже в 2008-м
падение возобновилось. Отметим также, что в конце 2008 года накопленная добыча на
Уренгое превысила 6 трлн. м3.
Чтобы продлить жизнь огромному Уренгойскому промыслу, «Газпром»
приступил к освоению глубоких ачимовских пластов, насыщенных «жирным» газом.
Однако разработка ачимовских залежей — весьма сложный и дорогостоящий процесс.
В подобных обстоятельствах «Газпром» счел целесообразным для разработки
ачимовских залежей создать на паритетных началах с германской компанией Wintershall
совместное предприятие «Ачимгаз». Проект рассчитан на 43 года, за которые планируется
добыть 200 млрд. м3 газа и 40 млн. тонн конденсата.
К 2017 году «Газпром» рассчитывает добывать на Уренгое до 32 млрд. м3
ачимовского газа в год.
Параллельно, как и на Медвежьем, на Уренгое вводят в разработку сателлитные
площади с сеноманским газом. Так, в 2010 году начата эксплуатация Западно-Песцовой
площади с проектной мощностью 2 млрд. м3 газа в год.
В целом при темпах отбора около 100 млрд. м3 газа в год Уренгой, по мнению
специалистов, можно будет разрабатывать еще 30-35 лет.
Ямбург
Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1969 году.
Его начальные извлекаемые запасы газа оцениваются в 5 трлн. м3.
Основные запасы Ямбурга связаны с сеноманской залежью, располагающейся на
глубинах 1000-1200 м.
16
В 1984 году для освоения месторождения было создано производственное
объединение «Ямбурггаздобыча», в 1999 году преобразованное в ООО
«Ямбурггаздобыча», в 2008 году переименованное в ООО «Газпром добыча Ямбург».
В 1996 году на Ямбургском был достигнут пик добычи сеноманского газа —
более 174 млрд. м3. Дальше началось естественное падение. Освоение периферийных
площадей позволило замедлить этот процесс.
К настоящему времени добыча на Ямбурге снизилась до 100 млрд. м3 в год, а
самым продуктивным месторождением «Газпром добыча Ямбург» стало Заполярное,
последнее из крупных месторождений в Надым-Пур-Тазовском районе.
Заполярное
Заполярное, расположенное в 80 км восточнее Уренгоя, было открыто в 1965
году. Его промышленные запасы только по сеноманской залежи составляют более 2,6
трлн. м3 газа, а с учетом неокомских залежей — I 3,3 трлн. м3.
По своему потенциалу Заполярное уступало Уренгою и Ямбургу, и его освоение
отложили «про запас».
Основные строительные работы начались здесь весной 1999 года с создания
транспортной инфраструктуры, потребовавшей довольно высоких капиталовложений.
Самым дорогим объектом — почти $500 млн. - оказался 209-километровый
магистральный газопровод Заполярное - Новый Уренгой, соединивший новый промысел с
ЕСГ.
В 2004 году, с завершением строительства III очереди, Заполярное вышло на
проектную мощность — 100 млрд. м3 в год. Всего на сеноманской залежи было
пробурено почти 400 скважин, а с проходящей через Новый Уренгой газотранспортной
магистралью промысел соединяли три нитки газопровода диаметром 1420 мм каждая.
Общий объем капиталовложений в освоение Заполярного оценивается приблизительно в
$7 млрд. Сеноманские залежи давали практически чистый метан, причем себестоимость
его на устье скважины не превышала $4 за 1000 м3. Как подчеркивали в «Газпроме», это
был последний дешевый газ в России.
С запуском Заполярного суммарная добыча «Ямбурггаздобычи» стала расти и в
2004 году достигла максимума в 241 млрд. м3. Улучшились и общие показатели всего
«Газпрома».
Видимо, последним резервом увеличения добычи газа на Заполярном являются
валанжинские залежи. В 2007 году здесь было начато бурение первой скважины на
«валанжин».
Заполярное было выведено на максимальную мощность — 130 млрд. м3 в год. На
сегодняшний день Заполярное является самым продуктивным газовым месторождением
России.
...И другие
Основной вклад в общую копилку внесла «Ноябрьскгаздобыча» (ныне «Газпром
добыча Ноябрьск»), которая эксплуатирует Вынгапуровский, Комсомольский, ЗападноТаркосалинский
и
Губкинский
газовые
промыслы.
Суммарная
добыча
3
«Ноябрьскгаздобычи» в 2003 году, например, достигала почти 49 млрд. м газа в год, или
9% от всей газодобычи «Газпрома».
Но не во всех газпромовских добычных «дочках» второго эшелона наблюдалась
позитивная динамика. Так, сокращает производство «Газпром добыча Оренбург» (ранее
— «Оренбурггазпром»), разрабатывающий Оренбургское нефтегазоконденсатное
месторождение в Оренбургской области. Начальные запасы этого месторождения,
открытого в 1966 году, составляют 1,78 трлн. м3 газа и 620 млн. тонн нефти и конденсата.
17
При этом углеводороды насыщены сероводородом и гелием. Промышленная добыча на
Оренбургском началась в 1974 году и росла в течение шести лет, после чего на короткое
время стабилизировалась на уровне чуть более 48 млрд. м3, а с 1985 года стала неуклонно
падать — больше чем на 1 млрд. м3 ежегодно. За эти годы здесь было извлечено более
60% запасов газа и 10% жидких углеводородов.
«Газпром добыче Оренбург» удавалось поддерживать добычу на уровне 18 млрд.
3
м в год, но в последнее время появились признаки ее падения. Стремясь «удерживать
производство на максимально возможном уровне», как выражаются в «Газпром добыче
Оренбург», компания инвестирует в развитие производства около $2 млрд. (в течение
пяти лет). Однако о стабилизации добычи на Оренбургском речи не вдет — только о
замедлении темпов ее снижения.
Более оптимистично выглядит будущее Астраханского газоконденсатного
месторождения. Оно было открыто в 1976 году, и через 10 лет введено в опытнопромышленную эксплуатацию. Извлекаемые запасы газа на данном участке составляют
2,6 трлн. м3, то есть оно сравнимо с большими западносибирскими месторождениями.
Однако «Газпром добыча Астрахань» извлекает здесь около 12 млрд. м3 в год.
Газ Астраханского отличается аномально высоким содержанием кислых
компонентов — в нем около 12-16% углекислого газа и 24-26% сероводорода. Этот газ
перерабатывается на Астраханском ГПЗ мощностью 12 млрд. м3 в год, причем завод
выпускает до 5 млн. твг серы, которая не всегда находит потребителей, и потому
увеличения мощности ГПЗ пока не предвидится. При нынешних темпах отбора, считают
специалисты, месторождение может эксплуатироваться около 200 лет.
«Нефть и Капитал», №1-2, 2013г.
8.Новые проекты: самые крупные, самые газовые, самые
нефтяные
В среднесрочной перспективе значительная часть мирового спроса будет
обеспечиваться добычей нефти и газа по новым проектам, которые в настоящее время
находятся на стадии строительства и планирования. Структура новой добычи по
некоторым параметрам отличается от современной. Наибольшее увеличение
производственных мощностей за счет новых проектов произойдет в Ираке, Бразилии,
Канаде и Австралии. Самые крупные нефтяные проекты находятся в Ираке, газовые — в
России, США и Китае. Доля нефти ОПЕК в мировом производстве может увеличиться
на 5-6%. Большая часть добычи по новым проектам придет с шельфовых
месторождений.
Особое значение приобретают углеводородные ресурсы из нетрадиционных
источников, особенно битуминозные песчаники в Канаде и метан из угольных пластов в
Австралии.
В журнале Oil&Gas Journal (OGJ) появился список новых крупных проектов
добычи нефти и газа, которые должны выйти на максимальную производительность в
период 2012— 2020 годов.
Особенности новой добычи
На стадии строительства и планирования находятся 362 крупных проекта в 33
странах. Категория крупности определяется производительностью от 0,5 млн. тонн в год
нефти и 1 млрд. м3 в год газа. При гипотетически одновременном выходе на пиковое
плато их суммарная добыча могла бы составить 36 млн. баррелей в день жидких
углеводородов (1,8 млрд. тонн в год) и 74 млрд. ф3 в день газа (765 млрд. м3 в год).
18
В прошлом году в мире было добыто 72,6 млн. баррелей в день нефти и 309 млрд.
ф в день газа, и столько же ожидается в 2011 году. Стало быть, суммарная добыча по
новым проектам адекватна 50% нефти и 25% газа, добываемым в настоящее время. На
первый взгляд, очень много. Но в реальности достижение пикового уровня по всем
проектам будет растянуто примерно на 10 лет.
С большим преимуществом преобладает нефть: в общем объеме новой добычи
углеводородов соотношение нефти и газа в нефтяном эквиваленте составляет 72% и 28%
соответственно.
В принципе ничего нового в этом нет, так как нефти в мире всегда добывалось
больше, чем газа. Проблема в том, что ломается тенденция роста газа в общем потоке. В
1985 году доля газа в добыче углеводородов составляла 30%, в 1995-м — 37%, в 2005-м
— 39%, в 2010-м — 42%. По новым проектам добыча газа вновь отступает на позицию
1985 года.
Такой спад в период обещанного «золотого века газа» представляется
маловероятным.
Особенность новой добычи в том, что во всех регионах, за исключением Канады
и нескольких стран Ближнего Востока, большинство новых проектов развиваются на
шельфе. Например, из пяти самых крупных газовых проектов четыре располагаются на
шельфе и только один — на суше.
Еще один интересный аспект касается роли ОПЕК в новой добыче. Суммарная
производительность нефти по новым проектам стран-членов Организации составляет 17
млн. баррелей в день, или 46% от общего объема новой добычи. Доля картеля в мировой
добыче в настоящее время составляет 40%. Таким образом, роль ОПЕК в мировом
производстве нефти в среднесрочной перспективе может увеличиться на 5-6%.
3
По регионам и странам
Наибольшее количество новых проектов реализуется в Северной Америке, точнее
в Канаде. Далее следуют Латинская Америка и Африка.
Почти четверть суммарной мощности новой добычи нефти приходится на пять
крупнейших проектов. Из них четыре развиваются в Ираке, пятый — месторождение
Кашаган — в Казахстане.
В Ираке международные компании в рамках сервисных контрактов
разрабатывают ряд крупных месторождений, большинство которых выйдет на максимум
не ранее 2015 года. В результате мощности добычи нефти страны увеличатся на 9 млн.
баррелей в день. Оператором одного из крупнейших в мире нефтяных проектов, Западная
Курна-2 в Ираке, является ЛУКОЙЛ.
В Бразилии продолжаются открытия в подсолевых отложениях бассейнов Santos
и Campos. Государственная компания Petrobras ожидает, что добыча нефти из этих
19
комплексов к 2020 году достигнет 1,8 млн. баррелей в день. Суммарная
производительность всех новых проектов в Бразилии составит около 6 млн. баррелей в
день.
Общая производительность нефти по всем крупным проектам в Канаде
составляет 6,6 млн. баррелей в день.
Газовая пятерка крупнейших проектов географически более разнообразна —
Россия, США, Китай, Австралия и Азербайджан. Их общая мощность 21,6 млрд. фЗ в день
формирует 29% всей новой добычи газа.
Штокмановское месторождение — самый крупный газовый проект.
Нетрадиционные проекты
Газ из плотных песчаников будут добывать в США и Китае. С некоторыми
оговорками к категории нетрадиционных источников можно отнести добычу тяжелой
нефти. Семь таких проектов готовятся к реализации в Венесуэле. В разработке одного из
них принимает участие «Газпром».
Аналитическая служба,
«Нефтегазовая Вертикаль», №01,2012г.
9.Газовые войны
Войну в Сирии развязали интернациональные наемники, которые выступают под
знаменем радикального ислама салафитско-ваххабитского толка, активно разыгрывая
копившиеся в обществе десятилетиями внутренние конфликты и противоречия. За этими
группировками стоят страны Запада и Персидского залива. В первую очередь - США,
которые уже давно используют исламских фундаменталистов для продвижения своих
экономических и политических интересов.
В 2011 году с помощью военных сил НАТО эта группировки захватили власть в
богатой углеводородами Ливии. Выбор Сирии в качестве цели для агрессии не случаен,
учитывая ее геополитическое положение. Через территорию этой страны можно
протянуть газопровод от Катара и начать поставки газа в Турцию и далее в Европу. Есть и
второй вариант: построить на сирийском побережье завод по сжижению газа и поставлять
в Европу СПГ.
Экономическое положение большинства стран Запада сегодня плачевно. Именно
поэтому они пытаются решить свои проблемы за счет захвата дешевых энергоресурсов.
Параллельно решается вопрос отсечения от источников углеводородов главного
конкурента - Китая. Не случайно во время операции в Ливии была уничтожена военная
миссия КНР в этой стране. За китайскими военными советниками целенаправленно
охотились.
20
В первую очередь западные корпорации интересует природный газ, так как это
топливо XXI века. После взрыва АЭС в Японии перспективы ядерной энергетики
вызывают всё больше сомнений. Возобновляемые источники энергии по-прежнему очень
дороги, поэтому в ближайшей перспективе ставка будет делаться на газ. В этих условиях
у России появляется колоссальное конкурентное преимущество. Ведь наша страна мировой лидер по запасам природного газа. Это не устраивает США. Именно поэтому
американцы пытаются вытеснить российский газ из Европы, чтобы сохранить свой
контроль над этим регионом. Не секрет, что на территории Катара находится крупнейшая
американская военная база. США выгодно, чтобы Европа закупала газ у их союзника Катара (тем более что здесь очень сильны позиции американской корпорации
ExxonMobil), а не у России.
СИРИЯ
Новая Великая депрессия в США, скорее всего, начнется в конце 2013 - начале
2014 года. Для того чтобы подготовиться к кризису, американцы начали
переформатировать богатые ресурсами (особенно газом) страны. СССР был уничтожен
благодаря «нефтяному» оружию, когда Саудовская Аравия резко увеличила добычу нефти
и обрушила цены. Теперь с помощью Катара американцы попробуют добить Россию.
Катар уже активно наращивает свою долю на европейском рынке за счет поставок СПГ.
Однако танкеры-газовозы из этой страны идут через Ормузский пролив, который может
быть перекрыт Ираном. Для решения этой проблемы и нужен газопровод через Иорданию
и Сирию в Турцию и далее в Европу. В результате Россия лишится значительной части
доходов, возникнет бюджетный дефицит, и на этом фоне можно будет привести к власти в
нашей стране прозападных политиков.
Автором идеи переформатирования богатых углеводородами стран за счет
радикальных исламистов был генерал Дэвид Петрэус. Он руководил войсками США в
Ираке и Афганистане, а в 2011-2012 годах был директором ЦРУ. В конце минувшего года
его отстранили от должности. Дело в том, что исламские террористы, на которых он делал
ставку, стали выходить из-под контроля. Наиболее наглядно это проявилось в сентябре
2012 года, когда в ливийском городе Бенгази был убит посол США Кристофер Стивенс. А
в ноябре Дэвид Петрэус подал в отставку с поста директора ЦРУ якобы потому, что его
любовница имела доступ к конфиденциальной информации. Есть сведения, что
американцы перестали финансировать исламистских радикалов и позволяют сирийской
армии их спокойно добивать. Салфитский проект закрыт, а его остатки утилизируются в
Сирии. Скорее всего, к концу 2013 года война в этой стране прекратится.
ИРАН
В начале нынешнего года Барак Обама назначил на ключевые посты госсекретаря,
министра обороны и главы ЦРУ сторонников нормализации отношений с Ираном. Как
известно, российская компания «Стройтрансгаз» практически завершила строительство в
Сирии регионального газопровода, который можно заполнить как иракским, так и
иранским газом. Если США откроют Ирану газовый рынок Европы, то это сильно ударит
по России. В таком случае не нужно будет менять власть в Сирии, так как Иран
поддерживает Башара Асада. Примирение американцев с Ираном снимет напряженность
вокруг Ормузского пролива, и Катар сможет не беспокоиться о проходе своих газовозов
на внешние рынки. Кроме того, Катар начал активно спонсировать Египет. Таким
образом, они надеются сохранить для себя режим наибольшего благоприятствования при
проходе через Суэцкий канал и получают возможность провести через Египет идущий
туда через Аравийский полуостров газопровод. В результате американцы попытаются
21
вытеснить российский газ из Европы и одновременно лишить Китай возможности
получить голубое топливо из Ирана.
В этих условиях России придется броситься в объятия Китая. Здесь главное не
допустить превращения нашей страны в сырьевой придаток КНР. Именно поэтому
необходимо создавать в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке газоперерабатывающие
и газохимические производства, которые станут базой для развития других секторов
промышленности.
Доктор экономических наук, профессор Марат Мусин,
«ГАЗПРОМ» №1-2, 2013г.
10.ГК «Римера» вольется в «Южный поток»
Челябинский завод ЗАО «Соединительные отводы трубопроводов» («СОТ»),
входящий в ГК «Римера», прошел процедуру аттестации производства продукции для
газопровода «Южный поток». Аттестация распространяется на горячегнутые отводы и
переходные кольца по TV 1469-035- 74238272-2012 диаметром до 1220 мм, рассчитанные
на давление 11,8 МПа.
В преддверии аттестации производства комиссией ООО «Газпром ВНИГАЗ»,
запланированной на март, специалисты «СОТ» занимаются согласованием ТУ на трубные
узлы. Кроме того, в ближайшее время будут проведены гидроиспытания опытного
образца, а также сварка контрольных соединений. Завершить работы по подготовке к
участию в «Южном потоке» планируется в III квартале т.г. По итогам 2012 г. отгрузки
«СОТ» в адрес «Газпрома» и «Транснефти» превысили 8 тыс. т. Поставки для
предприятий также осуществляет чешский завод «Римеры» - MSA.
«Территория НЕФТЕГАЗ», №03, 2013г.
11.Развитие независимых производителей газа выходит из-под
контроля «Газпрома»
Добычей газа в России помимо «Газпрома» сегодня в той или иной степени
занимается множество недропользователей от ВИНК до малых предприятий. Правда,
для большинства газ – продукт второстепенный. Однако, есть компании, для которых газ
- основной бизнес. Именно они составляют основу независимой (читай –
«негазпромовской») газодобычи, и все они в той или иной степени «родом из
«Газпрома».
Сегодня независимые производители ищут себе новых партнёров и
покровителей, чтобы выстраивать отношения с «Газпромом», наращивают добычу,
теснят «Газпрм» на внутреннем рынке и даже посягают на святая святых – на его
экспортную монополию.
Независимые газодобывающие компании с реальными активами стали
появляться в России практически сразу после того, как «Газпром» был преобразован из
госконцерна в РАО. «Газпром», с одной стороны, был открыт для рыночных новаций, а с
другой — он изначально намеревался контролировать новые предприятия достаточно
плотно.
«Итера» как «витрина»
«Итера», безусловно, — лидер и «лицо» независимой газодобычи в л России в
1990-х. В рекордно короткие сроки «Итера» превратилась во второго после «Газпрома»
22
продавца газа на постсоветском пространстве. Объем продаж «Итеры» на российском и
«ближнезарубежном» рынках к концу 1990-х превышал 70 млрд. м3 в год, причем в
значительной степени это был ямальский газ.
Вообще, основой отношений «Газпрома» и «независимых» в тот период было
стремление гиганта ослабить груз обязательств по поддержанию внутренних
потребителей. Перекладывание хотя бы части этих задач на другие компании, на ту же
«Итеру», было для «Газпрома» вполне разумным решением. Впрочем, есть и другая точка
зрения, согласно которой конечными бенефициарами «Итеры» являлись в том числе и
руководители «Газпрома», именно этому факту компания обязана своим фантастическим
взлетом в 1990-е.
Так или иначе, от торговли газом добытым «Газпромом», «Итера» постепенно
перешла к добыче газа на промыслах, ранее контролировавшихся «Газпромом».
«Итера» инвестировала в обустройство промыслов и наращивала добычу: если в
1999 году предприятия с участием «Итеры» добыли в России 6,7 млрд. м3, то в 2000-м —
уже 18,1 млрд.
В начале 2000-х «Итера» продавала газ на территории всего бывшего СССР за
исключением Средней Азии. Тогдашний статус независимого экспортера газа до сих пор
остается уникальным прецедентом.
Шаг за шагом и, очевидно, при полной поддержке «Газпрома» «Итера» реально
превращалась в его подобие.
Пересмотр и передел
В 2001 году в «Газпром» пришел Алексей Миллер, который начал планомерно
возвращать компании контроль над «выведенным» при прежнем руководстве. Так, в
2002-2003 годах «Газпром» подписал соглашения о сотрудничестве с Туркменией и
Узбекистаном, не оставившие «Итере» места в трубе и объемов газа для импорта из
Средней Азии.
Возвращать активы «Газпрому» помогал не только его политический и
административный ресурс, но и контроль над ЕСГ и соответственно над сбытом.
Политика «Газпрома» в прошлом десятилетии в полной мере дала понять всем
независимым производителям, что гигант не станет сотрудничать по их правилам, а
заставит подстроиться под его планы и решения.
«НОВАТЭК»: с санкции «Газпрома»
Газовый бизнес «НОВАТЭКа» начинался достаточно скромно. Компания была
акционером «Таркосале-нефтегаза», который в конце 1990-х начал добывать газ на
Восточно-Таркосалинском месторождении.
В 2004 году компания купила у бенефициаров «Итеры» 50%-ную долю TNG
Energy — акционера «Таркосаленефтегаза», «Ханчейнефтегаза», «Севернефтегазпрома»,
других добывающих предприятий, запустила Юрхаровское месторождение и увеличила
добычу почти до 21 млрд. м3.
В 2005 году «НОВАТЭК» провел IPO, а осенью 2006-го его акции в размере
19,4% купили «Газпром» и «Газпромбанк».
Неудивительно, что именно эта компания заняла положение лидера сектора
независимой газодобычи. К настоящему времени «НОВАТЭК» добывает, по своим
оценкам, свыше 57 млрд. м3 в год, и рост обеспечен не только наращиванием добычи на
имеющихся месторождениях, но и приобретением новых активов. Через сделку с
«Газпромом» компания в альянсе с «Газпром нефтью» в 2010 году купила 51% в ООО
«Северная энергия», имеющем лицензии на разработку целой группы ямальских
23
нефтегазоконденсатных месторождений и участков с запасами 1,3 трлн. м3 газа и 568 млн.
тонн жидких углеводородов.
В 2009-м — компания увеличила свой 18%-ный пакет в «Ямал СПГ» (ЮжноТамбейское месторождение с 1,2 трлн. м3) за счет приобретения 51% у Геннадия
Тимченко, ставшего акционером «НОВАТЭКа».
В январе текущего года «НОВАТЭК» и «Газпром» подписали соглашение о
создании СП по производству СПГ на Тамбейской группе месторождений, которое
удвоит первоначальную мощность «Ямал СПГ» в 16,5 млн. твг. Экспорт ямальского СПГ
предполагается совместным. И, что уже совершенно точно, развитие проекта «Ямал СПГ»
затруднит «Газпрому» реализацию его собственного Штокмановского проекта, поскольку
дефицита сжиженного газа на мировом рынке нет и не предвидится.
«Роснефть»: новая консолидация «независимых»
Государство, в свою очередь, активно стимулирует развитие независимой
газодобычи.
Результатом этого стал рост интереса к добыче газа со стороны крупнейших
ВИНК. В первую очередь это касается «Роснефти», под крылом которой, похоже,
собираются независимые производители.
В нынешнем году «Роснефть» планирует завершить приобретение ТНК-BP
(включая «Роспан», у которого есть перспектива увеличения добычи газа почти в 5 раз
после 2017 года), а также купить ЗАО «Геотрансгаз» и ООО «Уренгойская газовая
компания» у «АЛОРОСА». В результате «Роснефть» сможет с 2018 года добывать
66 млрд. м3 ежегодно, а при полномасштабной разработке своего Харампурского
месторождения — более 77 млрд.
«НОВАТЭК» к этому сроку планирует добывать уже 100 млрд. м3 в год. По
совокупности можно ожидать, что сегмент независимой газодобычи продолжит свой
опережающий рост. Проблема в том, что сбыт дополнительных объемов газа отнюдь не
гарантирован.
Но теперь административный ресурс крупнейших «независимых» сопоставим с
ресурсом самого «Газпрома», поэтому не исключено, что хозяину ЕСГ придется идти на
компромисс со своими коллегами по отрасли.
«Нефть и Капитал», №1-2, 2013г.
12.Газ для центра. «Газпром» утвердил программу по развитию
газовых сетей Центральной России
В январе «Газпром» утвердил «Комплексную программу повышения надежности
газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Москва» на 2013-2017 годы».
«Газпром» для удовлетворения существующего и перспективного спроса на газ в Москве
и Московской области, а так же в других регионах зоны ответственности ООО «Газпром
трансгаз Москва» продолжит последовательно развивать газотранспортную структуру.
В частности, планируется выполнить значительный объем капитального ремонта
и реконструкции магистральных газопроводов, газораспределительных станций и
высоковольтных линий. Намечены работы по замене выработавшего свой ресурс
газоперекачивающего оборудования компрессорных станций на современное, с более
высокой энергоэффективностью.
В числе приоритетных задач — завершение реконструкции первой нитки
Кольцевого газопровода Московской области, капитальный ремонт и модернизация
газопроводов Ужгородского и Петровского коридоров. Предполагается выполнить
24
реконструкцию газопроводов Белоусово-Ленинград и Серпухов-Ленинград, газопроводов
Острогожск-Белоусово, Шебелинка-Острогожск, а также Шебелинка-Белгород-КурскБрянск с выносом из черты Курска и Белгорода.
Компании также придется решить серьезную проблему, которая вызвана
расширением границ Москвы, на территории которой оказалось более 250 километров
магистральных газопроводов, а также 12 газораспределительных станций, которые по
существующему законодательству должны быть вынесены за пределы города.
«Нефть и Капитал», №1-2, 2013г.
13.Два председателя и две эпохи «Газпрома»
20 лет «ГАЗПРОМА» в статусе акционерного общества можно разделить на две
почти равные части – «эпоха Вяхирева» и «эпоха Миллера». Первое десятилетие во главе
компании стоял авторитетный лидер из числа советских «газовых генералов», успешно
адаптировавшийся к рыночным отношениям, но не сработавшийся с Владимиром
Путиным, выстраивавшим властную вертикаль, не предусматривавшую никаких
автономий. Второе десятилетие компанией управляло (и управляет до сих пор)
доверенное лицо Путина.
Алексей Миллер является лояльным исполнителем, не
проявляющим инициативы в ключевых вопросах. Возможно, именно это качество
позволяет ему оставаться на своём посту (и уже «пересидеть» своего предшественника),
несмотря на периодически появляющиеся слухи о его скорой отставке.
На самом деле Рем Вяхирев был одним из двух основателей «Газпрома». Другим
был Виктор Черномырдин, который еще в советское время преобразовал руководимое им
Министерство газовой промышленности в концерн. По этому пути несколько позже
пошли многие правительственные ведомства, однако у черномырдинского министерства
было бесспорное конкурентное преимущество — оно не просило бюджетных денег, а
добывало их само, за счет экспортных контрактов. В том числе и за счет этого были
созданы основы сохранения единого централизованного управления газовой отраслью —
в отличие от той же «нефтянки», которая в 1992 году была разделена на отдельные
компании.
Но Черномырдина, успевшего поработать в ЦК КПСС, тянуло во власть, и даже рамки
«Газпрома» ему были тесноваты. Весной 1992-го он ушел в правительство, спустя
полгода возглавил его, а потом начал подумывать и о президентстве (что и привело к
слому его карьеры — даже слабый Кремль образца 1998 года смог уволить его с поста
премьера, а большими симпатиями избирателей Черномырдин не пользовался). Вяхирев
же, оставленный Черномырдиным «на хозяйстве» (они были знакомы много лет, а в
Министерстве газовой промышленности Вяхирев был первым замом Черномырдина),
никогда не претендовал на публично политическую роль. Ему хватало роли «газового
короля» страны, максимально использовавшего те права, которые «Газпрому»
предоставил Черномырдин, остававшийся патроном компании во время своего короткого
вице-премьерства и длительного премьерства.
Директор
Во время своего руководства «Газпромом» Вяхирев провел акционирование
компании, разумеется, при сохранении государственного контроля. Но государство в
России понятие субъективное, и в данном случае оно доверило представлять свои
интересы Вяхиреву, закрепив это в ставшем знаменитым трастовом договоре. На
ситуацию внутри компании не могли влиять молодые реформаторы во главе с Анатолием
Чубайсом, которые занимались приватизацией госактивов. В результате 40% акций
25
осталось в руках государства, 10% купил «Газпром», а около 48% реализовали
преимущественно на закрытых чековых аукционах, в которых участвовали «свои люди»
— действующие и бывшие сотрудники компании. Иностранцам покупать акции на рынке
было запрещено — при Вяхиреве они официально купили лишь несколько процентов
акций, причем главным собственником оказался дружественный «Газпрому» Ruhrgas.
Таким образом, реализовалась мечта «красных директоров», подобных Вяхиреву, для
которых приватизация была приемлема именно в таком «народном» формате, без
чужаков.
Но дальнейшая жизнь показала, что работники, и тем более пенсионеры, стали
избавляться от своих акций — в результате уже к концу вяхиревского правления в
«Газпроме» их значительная часть (около 20%) оказалась в руках частных инвесторов, в
том числе зарубежных, действовавших через российских посредников. Этот процесс
породил два рынка акций компании (внешний и внутренний), которые удалось
объединить только после ухода Вяхирева. Впрочем, сам глава «Газпрома» вовсе не
чуждался контактов с Западом, но только в том случае, если сам их инициировал. Именно
при Вяхиреве «Газпром» договорился с Wintershall («дочкой» немецкого концерна BASF)
о создании СП Wingas, установившего контроль над 20% газового рынка Германии.
Экспансия на восточноевропейские рынки также произошла при Вяхиреве.
В 1990-е годы могущественный «Газпром» неоднократно приходил на помощь
отощавшему федеральному бюджету. Это резко усиливало влияние Вяхирева, но
вызывало неприязнь многих членов правительства, которые не хотели зависеть от воли
главы пусть крупнейшей, но все же бизнес-структуры.
Противостояние с реформаторской командой после отставки Черномырдина с поста
премьера стало последней победой Вяхирева на посту главы «Газпрома». Он остался на
своем посту, а Борис Немцов и Сергей Кириенко покинули правительство после дефолта
1998 года.
После прихода к власти Владимира Путина судьба Вяхирева была решена — и
трастовый договор, и положение, согласно которому главу правления «Газпрома» можно
было уволить только с его согласия, оказались бумажками, которые ничего не стоили.
Уже в октябре 1999 года (когда Путин был еще премьером) прозвучал первый «звоночек»
— Вяхирева исключили из коллегии Минтопэнерго. В 2000-2001 годах он еще держался
на посту главы компании — Путину надо было подобрать кандидата на пост преемника, и
этот кандидат должен был пройти хотя бы небольшую «стажировку» в федеральном
министерстве. Самому Вяхиреву в это время пришлось оказать Кремлю последнюю
услугу — принять участие в изъятии НТВ у нелояльного олигарха Владимира
Гусинского. Когда эта операция была закончена, надобность в Вяхиреве отпала —
впрочем, в обмен на лояльность он получил неприкосновенность и даже в течение года
пробыл номинальным главой совета директоров «Газпрома». Потом он превратился в
обеспеченного российского пенсионера — начинать новую жизнь без «Газпрома» было
уже поздно.
Управляющий
Приход к руководству «Газпромом» Миллера был воспринят рынком с
искренним недоумением. В отличие от Вяхирева, протеже Путина имел минимальный
опыт работы в отрасли. Основная часть его трудовой деятельности прошла в Петербурге,
где он был, в частности, заместителем Путина в Комитете по внешним связям питерской
мэрии. В 1996 году он вслед за своим шефом покинул мэрию и несколько лет являлся
топ-менеджером (но не «первым лицом») в морском порту. После прихода Путина на
пост премьера Миллер осенью 1999 года возглавил строительство «Балтийской
26
трубопроводной системы». Летом 2000-го он был назначен заместителем министра
энергетики, а в мае 2001-го — сменил Вяхирева во главе «Газпрома».
С тех пор СМИ многократно «увольняли» Миллера с занимаемой должности. А он до
сих пор занимает свой пост. За это время не только сменилась вся вяхиревская
управленческая команда (причем это произошло в короткие сроки), но и изменились
принципы комплектования топ-менеджмента компании. Место газовиков с многолетним
стажем заняли экономисты.
В «миллеровский» период «Газпром» из реорганизованного советского
министерства превратился в мощный многопрофильный бизнес-конгломерат.
«Газпромбанк» вошел в тройку ведущих коммерческих банков страны. «Сибнефть»
Романа Абрамовича стала «Газпром нефтью». Бывшие медийные активы Гусинского
интегрированы в рамках прибыльного холдинга «Газпром медиа». Внутренний и
внешний рынки акций «Газпрома» давно объединены — чрезвычайная ситуация 1990-х
годов, вызывавшая озабоченность инвесторов, ушла в историю. Сама компания в
последние годы занимается масштабным трубопроводным строительством — «Северный
поток» уже построен, а в конце прошлого года началось сооружение «Южного потока».
В заслугу Миллеру ставили и возвращение под контроль «Газпрома» активов,
которые при Вяхиреве находились в стадии «полувывода» из нее. Тогдашний глава
«СИБУРа» Яков Голдовский в начале 2002 года даже в связи с этим более полугода
провел в следственном изоляторе — впрочем, приняв условия «Газпрома», он оказался на
свободе. Правда, «Газпром» покинул «СИБУР», и в настоящее время эта компания
принадлежит акционерам «НОВАТЭКа» Леониду Михельсону и Геннадию Тимченко.
Страховая компания «Согаз» куплена Юрием Ковальчуком из банка «Россия» и
знаменитого дачного кооператива «Озеро». Он же фактически установил контроль над
«Газпромбанком» и «Газфондом», хотя эти структуры официально находятся в сфере
влияния «Газпрома». Впрочем, эти процессы происходят в ситуации, когда Миллер
является, по сути, управляющим компанией, который исполняет прямые указания Путина
— именно за президентом России остается последнее слово при решении всех значимых
вопросов функционирования «Газпрома». Равно как и Ковальчук в случае с
газпромовскими активами тоже является очень влиятельным, но все же управляющим.
Новые вызовы
Пока непонятно, как сложившаяся структура управления «Газпромом» проявит
себя в новых, весьма непростых условиях. Добыча газа снижается — в прошлом году она
была у «Газпрома» на 4,9% меньше, чем в позапрошлом. «Сланцевая революция» привела
к тому, что США обогнали Россию по объему производства «голубого топлива», что уже
привело к сужению экспортного рынка «Газпрома» и к усилению позиций импортеров.
Европейцы усиленно настаивают на пересмотре газовых контрактов — так что возникает
закономерный вопрос о востребованности обоих «Потоков». Даже Украина, традиционно
«энергозависимая» от России, в прошлом году существенно сократила закупки газа и
планирует закупить еще меньше в нынешнем. В целом газпромовский экспорт в 2012
году снизился на 8%. Переговоры же с Китаем о поставках газа длятся уже годы, но
результата пока нет — Китай не хочет заключать контракты по высоким ценам,
привычным для «Газпрома».
Поэтому будущее газового монополиста — несмотря на все его могущество — отнюдь
не выглядит безоблачным. И Миллеру, либо его преемнику, предстоит решать куда более
сложные задачи, чем в относительно спокойное минувшее десятилетие.
Алексей Макаркин, первый вице-президент
Центра политических технологий,
«Нефть и Капитал», №1-2, 2013г.
27
14.Перспективы для российской промышленности в проектах
ОАО «Газпром» на нефтегазовом шельфе
На конференции «НЕФТЕГАЗШЕЛЬФ-2012» российские и зарубежные компании
обменялись опытом по поставкам оборудования для нефтегазовых месторождений на
шельфе. После запуска крупных месторождений в Баренцевом, Балтийском, Охотском,
Каспийском морях освоение нефтегазового шельфа является важнейшим резервом для
развития российской промышленности.
О ходе освоения шельфа участникам конференции рассказал Михаил Басарыгин,
кандидат технических наук, заместитель начальника Управления ОАО «Газпром».
Как рассказал докладчик, основными территориями освоения шельфа являются
Арктика и Дальний Восток. На арктическом шельфе работы проводятся в Баренцевом,
Карском, Печорском морях и Обской губе.
Начальный суммарный ресурс углеводородов континентального шельфа России
оставляет около 100 млрд. тонн условного топлива, из которых около 80% - это газ.
Примерно 70% ресурсов сосредоточено в Баренцевом, Карском, Печорском морях. При
этом в недрах Карского и Баренцева морей преобладает газ. В Печорском море преимущественно нефть.
В рамках освоения открыты такие крупные и уникальные месторождения, как:
Штокмановское, Ледовое, Приразломное, Долгинское, Русановское, Ленинградское и др.
Месторождения Обской губы: Северо-Каменомысское, Каменомысское и др.
На Дальнем Востоке месторождения сосредоточены в Охотском море, в районе о.
Сахалин, и у западного побережья полуострова Камчатка.
Первоочередные объекты освоения шельфа Российской Федерации: Киринское
газоконденсатное у острова Сахалин, Приразломное нефтяное, шельф Печорского моря.
Как отметил Михаил Басарыгин, сахалинский шельф является наиболее
подготовленным к добыче и началу поставок газа потребителям Дальнего Востока России.
Поэтому Сахалин станет основной ресурсной базой для газораспредителительной системы
Сахалин-Хабаровск-Владивосток. Одним из основных источников поставок станет проект
«Сахалин 3», где ОАО «Газпром» принадлежат три участка. Их объём оценивается в 1,4
трлн. куб. м. Основные запасы сконцентрированы на Киринском участке, который
становится первоочередным.
На Киринском ГКМ уже завершены разведочные работы. Ведутся проектные
работы и обустройство месторождения. Проводятся также работы по береговому
техническому комплексу, монтажу подводного добычного комплекса, прокладке
подводного трубопровода. Срок ввода в эксплуатацию намечен на 2013 год.
В состав Киринского блока входят Киринское, Южно-Киринское и Мынгинское
месторождения. Здесь впервые в России реализована подводная добыча газа - то есть без
платформ. Газ добывается под водой и так же, под водой, доставляется на берег. В 2012
году пробурена одна скважина. Начата вторая.
На месторождении «Приразломное» (максимальный уровень годовой добычи 6,5
млн. тонн нефти) завершено строительство платформы, которая уже отбуксирована на
месторождение.
Штокмановское месторождение - это огромный инфраструктурный объект,
планируемый к строительству. Особенно береговая инфраструктура.
Отдельно представитель ОАО «Газпром» остановился на техническом оснащении
ОАО «Газпром» в рамках реализации шельфовых проектов. Сегодня в наличии у ОАО
«Газпром» имеется две полупогружные буровые установки 6-го поколения, СПБО
«Арктическая», СПБО «Амазон», ПБК «Обский 1» и платформа «Приразломная». Флот
28
представлен судами разного поколения. Но сейчас разработано 11 новых проектов и
понемногу они начинают осуществляться.
«Нефть и газ Сибири», №1, 2013г.
15.Газопроводная инфраструктура Китая
В статье рассмотрены современное состояние и перспективы развития
газопроводного
транспорта
Китая.
Представлена
общая
характеристика,
проанализирована история формирования, показана организационная и региональная
структура газопроводной инфраструктуры КHP. Приведена карта-схема газопроводов
Китая (Рис. 3).
К итай - один из крупнейших рынков энергетических ресурсов в мире, потенциал
которого в ближайшие десятилетия будет существенно возрастать. Для обеспечения
растущего
потребления
энергоресурсов
Китай
осуществляет
формирование
крупномасштабной сети трубопроводного транспорта как внутри страны, так и с учетом
интеграции с международными системами энергообеспечения. Наиболее динамично
строительство магистральных и распределительных трубопроводных сетей в Китае
осуществлялось в течение последнего десятилетия.
На протяжении 2000-х гг. одной из причин, по которой так и не было начато
строительство газопроводов из России, являлось отсутствие собственной развитой
трубопроводной инфраструктуры и рынка сбыта природного газа в КНР, способного
принимать значительные объемы газа из РФ. Однако только за последнее десятилетие
протяженность трубопроводной системы нефте-, газо- и продуктопроводов КНР
увеличилась более чем в 3 раза - с 29,0 до 88,2 тыс. км, в том числе газопроводов - с 18 до
48 тыс. км, фактически с нуля была построена система нефтепродуктопроводов.
В течение последних нескольких лет была сформирована система транскитайских
трубопроводов (Запад - Восток - 1, Запад - Восток - 2 и др.), позволившая доставить газ из
северо-западных районов Китая, а также из Туркменистана и Казахстана (в сыром виде на
НПЗ в Синьцзян-Уйгурский АО) в промышленно развитые регионы на востоке страны с
высоким уровнем жизни и энергопотреблением. Одновременно для приема СПГ была
существенно оптимизирована и расширена система трубопроводов на востоке страны.
Согласно планам правительства КНР и китайских нефтегазовых компаний
протяженность трубопроводного транспорта Китая в ближайшее десятилетие как
минимум удвоится. Это в значительной степени снимает вопросы относительно
неготовности Китая принять российский газ. В связи с этим для России важно завершение
конструктивных переговоров и начало строительства газопроводной системы в Китай, что
позволит интенсифицировать разработку уникальных месторождений Восточной Сибири,
газифицировать населенные пункты вдоль трассы газопровода, обеспечить сырьем
существующие перерабатывающие и нефтегазохимические мощности на востоке страны,
организовать новые производства продуктов газопереработки.
Общая характеристика трубопроводного транспорта Китая
Китай - крупнейшая по численности населения и энергопотреблению страна в
мире с высоким уровнем государственного участия в отраслях ТЭК, прежде всего в
секторе добычи нефти и газа. Быстрое экономическое развитие и «моторизация»
экономики и населения привели в последние десятилетия к ускоренному росту спроса на
все виды энергетических ресурсов. В результате быстрого увеличения потребления
энергии, прежде всего углеводородного сырья, Китай планомерно выстраивает полную и
замкнутую структуру трубопроводного транспорта. Развитая трубопроводная
29
инфраструктура гарантирует увеличение поставок импортного сырья как по
международным трубопроводам, так и от морских нефтеналивных портов и терминалов.
Внутри страны расширение географии собственной добычи и объема потребления
углеводородов обусловливает высокие темпы строительства магистральной и
распределительной трубопроводной инфраструктуры.
Протяженность трубопроводной инфраструктуры в Китае составляет 82 тыс. км около 3 % от общемирового показателя. При этом по развитости нефте-, газо- и
продуктопроводов Китай занимает первое место среди стран АТР (Рис. 1). В настоящее
время в Китае газопроводная система превышает по протяженности трубопроводы по
прокачке жидких углеводородов. Так, общая протяженность инфраструктуры по
транспорту природного газа составляет 48,2 тыс. км (около 55 % всей трубопроводной
системы), в то время как длина нефтепроводов - всего около 22 тыс. км (25 %),
продуктопроводов - 18 тыс. км (20%).
Несмотря на то, что Китай имеет самые высокие абсолютные показатели
протяженности трубопроводной системы в странах Азиатско-Тихоокеанского региона
(АТР), с учетом значительной площади территории и численности населения, эта страна
30
обладает самыми низкими удельными показателями обеспеченности трубопроводной
инфраструктуры в АТР. Так, плотность магистральной трубопроводной сети на единицу
площади в Китае (5 км/тыс. км2) ниже, чем в Японии, в 2 раза, в Южной Корее - в 3 раза,
Малайзии - в 5 раз. Такой же результат характеризует удельный показатель
протяженности трубопроводной сети на одного человека, однако, учитывая быстрые
темпы экономического роста и энергопотребления, перспективы роста трубопроводной
сети в этой стране значительны. Только за последнее десятилетие трубопроводная
инфраструктура нефте-, газо- и продуктопроводов КНР увеличилась более чем в 3 раза - с
29,0 до 88,2 тыс. км (Табл. 1).
По ежегодным темпам роста протяженности магистральных трубопроводов лидируют продуктопроводы. С начала 2000-х гг. протяженность продуктопроводов в Китае
увеличилась в 12 раз, что связано с сокращением затрат на транспортировку продуктов
переработки нефти посредством замещения железнодорожного и водного транспорта
трубопроводным. Кроме того, относительно быстрыми темпами развиваются
магистральные газо- и нефтепроводные сети, увеличившись за последние 11 лет в 2,7 и
2,4 раза, соответственно. Существенная переориентация поставок жидких углеводородов
(нефть и нефтепродукты) с железнодорожного на трубопроводный транспорт позволила
высвободить дополнительные мощности для наращивания объема перевозки угля.
К началу 2010-х гг. была достроена транскитайская магистральная линия Запад Восток - 2, Сычуань - Восток Китая, Юйлинь - Цзинань. В это же время из Туркменистана
в Китай стали поступать первые объемы сетевого природного газа. Новый этап развития
газопроводной сети Китая связан с перспективами строительства системы газопроводов
Россия - Китай.
Организационная структура трубопроводного транспорта Китая
В настоящее время в Китае трубопроводная инфраструктура, включая нефте-,
газо- и продуктопроводы, принадлежит трем государственным компаниям: China National
Petroleum Company (CNPC), Sinopec, China National Offshore Oil Company (CNOOC).
Ocновная часть трубопроводных сетей (около 68 %) контролируется компанией CNPC,
для остальных компаний этот показатель составляет сравнительно небольшую величину:
Sinopec - 29 %, CNOOC - 3 %.
CNPC контролирует основную часть газопроводов (около 75 %, или 36,1 тыс. км)
Китая, включая ключевые транскитайские газопроводы Запад - Восток, Запад - Восток-2,
Шэнь Цзин-1, Шэнь Цзин-2 и др. Кроме того, CNPC является оператором международных
поставок газа в рамках существующих (Туркменистан - Китай) и перспективных проектов
(из России и Мьянмы). В 2011 г. по магистральным газопроводам компания прокачала
около 95 млрд. м3 газа.
31
Транскитайские магистральные газопроводы протягиваются через всю
территорию Китая с запада на восток. На западе сосредоточены крупные источники
поставок, связанные как с собственной газодобычей, так и с импортом газа из стран
Центральной Азии, на востоке - основные центры потребления энергоносителей.
И. И. Меламед, Международный центр развития
регионов, Л.В. Эдер, И.В. Филимонова, Институт
нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН,
«Газовая промышленность» №03, 2013г.
16.Украинский прорыв
В конце марта Украина получила из Венгрии первые объемы газа в рамках
реверсных поставок из Европы. Украинский премьер Николай Азаров назвал это
событие «прорывом в энергетической независимости» страны. Предполагается, что через
территорию Венгрии Украина сможет ежегодно импортировать до 5 млрд. м3 газа,
закупаемого на спотовых рынках.
Поставки, которые ведутся в соответствии с соглашением между «Нафтогазом
Украины» и немецкой RWE Supply & Trading, начались в прошлом ноябре через
территорию Польши. По соглашению с RWE общий объем поставок Украине может
составить 10 млрд. м3 в год. «Нафтогаз» сообщил, что уже в этом году намерен
подписать договоры на ежегодную поставку из Германии в общей сложности до 7 млрд.
м3 газа через Венгрию и Словакию.
Ранее Николай Азаров говорил, что Украина могла бы покупать катарский
сжиженный газ, который будет поступать на строящийся в Польше терминал по приему
32
СПГ. Озвучен и проект собственного СПГ-терминала в районе порта Южный, который,
впрочем, может быть полностью реализован не ранее 2018 года.
Диверсификация импорта - один из главных козырей Украины в переговорах с
«Газпромом», главным поставщиком газа. Как сообщил министр энергетики Эдуард
Ставицкий, за счет нынешних мер Киев рассчитывает во втором полугодии добиться от
«Газпрома» снижения цены на газ до среднего уровня спотового рынка - $250-280
(сегодня, по данным СМИ, поставки из России обходятся стране в $426). Из-за высоких
цен в прошлом году Украина сократила закупки российского газа на 18%, до 32,9 млрд.
м3. А в нынешнем марте, по словам Ставицкого, практически его не покупала.
Говоря о начале импорта Украиной газа из Европы, глава «Газпрома» Алексей
Миллер выразил мнение, что «никаких реверсных поставок де-факто физически нет» речь, по сути, идет о российском газе, а потому данные схемы «напоминают...
мошеннические». Тем не менее, думается, расчеты Украины небезосновательны.
Падение цен на «голубое топливо», появление альтернативных источников импорта и
возрастающее давление со стороны европейских клиентов вынуждает «Газпром» более
гибко подходить к ценовому вопросу. Скидок на российский газ уже добились газовые
компании Польши, Франции, Германии, Словакии, Италии, Австрии...
Вопрос о ценах для Украины связан и с исходом спора вокруг ее
газотранспортных сетей. По неофициальной информации, «Газпром» может задним
числом с 1 января 2013 года снизить цену для Украины до $260, если Киев до 1 июня
внесет в законодательство изменения, позволяющие российскому концерну получить в
управление ее ГТС. При этом «Газпром» обязуется транспортировать через Украину не
менее 60 млрд. м3 газа в год и гарантирует оплату услуг по транзиту. Ближайшее
будущее покажет, насколько обоснованы эти предположения.
«Нефть и Капитал», №04,2013г.
17.Газ для Украины подешевеет на 160 долларов
Благодаря новым договоренностям с российским «Газпромом» украинский
«Нафтогаз» наконец-то станет безубыточным. Газотранспортный консорциум на двоих,
похоже, вопрос решенный - Европа не захотела предпринимать никаких шагов, чтобы
помочь своим компаниям войти в этот альянс (а желающие были).
В изменившейся ситуации Киев решил согласиться на предложение Москвы, но
на своих условиях: сохранение трубы в собственности Украины, гарантия объемов
прокачки - не менее 65 млрд. м3, пересмотр газового договора 2009 года. Сейчас Кремль
еще готов пойти на это: «Южный поток» - пока только проект, на который надо выложить
$23 млрд. (не считая отвода трубы в России), и вложение в украинскую ГТС стоит
намного дешевле. Однако у Москвы свои условия. Она выдвигает два встречных
предложения: труба передается в аренду консорциуму не менее чем на 20 лет, а Украина
законодательно закрепляет невозможность разрыва договоренности. Потому главная
задержка - за парламентом, который должен принять законы.
Уже можно назвать и цену газа, которую получит Украина после подписания, $260 за тысячу кубов (сейчас - $420).
Дмитрий Коротков
33
18.TRANSCANADA построит газопровод на Канадском Западе
стоимостью $5,1 млрд.
TransCanada, оператор нашумевшего проекта строительства нефтепровода
Keystone XL, построит газопровод на Канадском Западе стоимостью $5,1 млрд.
Трубопровод предназначен для транспортировки газа, добытого на сланцевой формации
North Montley на северо-востоке провинции Британская Колумбия, на планируемый
экспортный СПГ-терминал Pacific Northwest LNG (порт Принц Руперт, Британская
Колумбия).
Протяженность газопровода составит 750 км, а его суточная мощность на первых
порах достигнет 56 млн. м3, а после будет увеличена до 102 млн. м3.
Проекту строительства газопровода еще предстоит получить разрешения
регулирующих ведомств Канады. Предполагается, что первые поставки СПГ начнутся в
2018 году.
По данным BP, в 2011 году Канада являлась третьим крупнейшим
производителем природного газа, добыв порядка 160 млрд. м3. Сегодня весь канадский
газ, который поставляется на экспорт, идет на рынок США. Ситуацию должен изменить
запуск экспортных СПГ- терминалов, первый из которых, как предполагается, будет
введен в эксплуатацию к 2015 году.
«Oil&Gas Journal Russia», №1-2, 2013г.
19.В Японии впервые в мире добыт природный газ из
океанических залежей метангидратов
По
сообщению
японского
Министерства
экономики,
торговли
и
промышленности, в марте т.г. впервые в мире был успешно завершен эксперимент по
добыче природного газа из залежей метангидратов, находящихся под дном океана.
Пробную добычу провели Японская национальная корпорация нефти, газа и металлов
(Japan Oil, Gas and Metals National Corporation — JOGMEC) и Институт промышленных
технологий на месторождении, расположенном в 70 км к югу от полуострова Ацуми на
восточном побережье острова Хонсю. В ходе подготовительных работ судно «Тикю»
(«Земля») пробурило на глубине 1000 м под дном океана 300-метровую скважину.
Предварительное тестирование этой технологии на месторождении началось еще в
феврале 2012 г.
Пробная эксплуатация скважины продлится две недели, после чего специалисты
смогут определить объем добытого газа. Запасы метангидратов только в районе к югу от
города Нагоя, у полуострова Ацуми, оцениваются в 1,1 трлн. м3, что, по различным
оценкам, соответствует потребностям Японии в природном газе на период от 11 до 14 лет.
Всего же, по прогнозам специалистов, залежей метангидратов под океанским дном в прилегающих районах хватит стране примерно на 100 лет. Впрочем, стоимость этого топлива
с учетом переработки, транспортировки и прочих расходов пока превышает рыночную
цену на природный газ. Для превращения метановых гидратов в метан JOGMEC
использует метод разгерметизации.
JOGMEC рассчитывает начать пробную добычу газа из гидратов весной будущего
года, а коммерческое использование соответствующих технологий запланировано на
2018г.
В настоящее время Япония полностью лишена энергетических ресурсов и
является крупнейшим импортером сжиженного природного газа, в т.ч. из России. В конце
34
октября 2012 г. российские СМИ сообщали, что, согласно документам Минэнерго России,
подготовленным к заседанию президентской комиссии по ТЭК, главной угрозой для
положения «Газпрома» на мировом топливном рынке являются именно газовые гидраты.
По данным Минэнерго, запасы газовых гидратов могут превышать все другие запасы газа
вместе взятые, Только в Черном море доказанные запасы гидратного газа достигают
30 трлн. м3.
«Территория НЕФТЕГАЗ», №03, 2013г.
20.Искусственные грунтовые острова для разведочного и
эксплуатационного бурения в мелководной части замерзающих морей
Освоение континентального шельфа Арктики, и в первую очередь его
мелководной части, было связано со строительством искусственных грунтовых островов
как наиболее приемлемых конструктивных решений морских нефтегазопромысловых
гидротехнических сооружений. Именно строительство искусственных островных
сооружений (ИОС) явилось начальным ключевым моментом в освоении
континентального шельфа. Использование искусственных грунтовых островов при
освоении месторождений, расположенных в мелководных акваториях замерзающих
морей, позволит существенно снизить затраты на возведение оснований для бурения
разведочных и эксплуатационных скважин.
В арктической части замерзающих морей сосредоточено значительное количество
месторождений, расположенных в мелководной части шельфа. Освоение месторождений
арктического шельфа необходимо начинать с его мелководной части и только потом
переходить к месторождениям, расположенным мористее. Это в первую очередь
объясняется наличием необходимой техники и технологий для возведения оснований для
выполнения как разведочного бурения, так и эксплуатационного. Особенно это касается
месторождений приямальского шельфа, где всего в нескольких десятках километров
находятся обустроенные сухопутные месторождения.
Искусственные грунтовые островные (ИГО) сооружения в зависимости от
конструктивных форм могут быть классифицированы как:
•
острова с откосами распластанного (пляжного) профиля;
•
острова нормального (обжатого) профиля;
•
острова с вертикальными откосами (оконтуренные инженерными
конструкциями).
Острова распластанного профиля возводятся на малых глубинах и при наличии
больших запасов местных строительных материалов вблизи места строительства.
Диапазон заложения откосов изменяется от 1:10 до 1:50 (Рис. 1).
35
Наиболее подходящие строительные материалы для возведения таких островов песчаный грунт и гравийно-песчаная смесь. Однако практика возведения таких островов
показала, что для возведения островов распластанного профиля могут быть использованы
и глинистые грунты в определенных природно-климатических условиях. Грунтовые
острова распластанного профиля, как правило, возводятся без крепления откосов.
Для уменьшения зоны размыва применяется техническое решение, известное из
практики строительства грунтовых плотин, - это устройство на откосе резервов песчаного
грунта. Острова распластанного профиля, как правило, возводятся методом
гидромеханизации (намыв грунта) из-за больших объемов грунта.
По контуру рабочей площадки острова, как правило, возводится грунтовый
парапет, который является как волногасящей стенкой, так и защитной дамбой от
наползания ледяных образований. Острова распластанного профиля используются
главным образом как временные сооружения для выполнения разведочного бурения,
поэтому срок их эксплуатации ограничен временем выполнения буровых работ.
Грунтовые острова нормального профиля всегда возводятся с устройством
защитного покрытия откоса, что приводит к существенному увеличению крутизны откоса
и, как следствие, к значительно меньшим объемам строительных материалов,
используемых при строительстве острова, по сравнению с островами распластанного
профиля (Рис. 2).
В качестве защитных покрытий используются разнообразные материалы и
технические решения. Наибольшее распространение получили «гибкие» защитные
покрытия, такие как мешки с песком, габионы, каменная наброска, бетонные блоки.
Минимальная толщина составляет не менее двух слоев расчетных элементов
«гибкой» защиты. Однако предотвратить разрушение «гибкой» защиты, особенно от
воздействия льда, достаточно трудно. Элементы защиты смерзаются с ледяными
образованиями и при подвижках льда уносятся с защищаемого откоса. В связи с этим
необходимо предусматривать ремонтные работы после схода ледостава.
Кроме того, могут быть использованы бетонные и железобетонные плиты.
Необходимо отметить, что все элементы защиты укладываются по обратному фильтру
либо синтетическому материалу в виде геотекстиля, чтобы предотвратить механическую
суффозию. Такие защитные мероприятия являются достаточно дорогими, но окупаются за
счет существенного сокращения объемов работ по укладке грунта в тело острова. Масса
элементов защиты определяется исходя из условий воздействия волн, течения и ледяных
образований на островные сооружения. В целях закрепления защиты от воздействия волн
и льда могут использоваться цепные сети. Тело острова, как правило, возводится из
песчаных или гравийных материалов, с использованием методов намыва или отсыпки,
36
соответственно. Острова нормального профиля могут быть использованы в качестве
сооружений для выполнения разведочного бурения, а также для эксплуатации
месторождения при определенных инженерно-геологических и гидрометеорологических
условиях.
Грунтовые острова с откосами вертикального профиля формируются благодаря
оконтуривающим инженерным конструкциям в виде оболочек большого диаметра,
массивов-гигантов, уголковых стенок, ряжей и других конструкций (Рис. 3).
Оконтуривание грунтового острова позволяет существенно расширить диапазон
по глубинам применения искусственных грунтовых островов при одновременном
снижении объема строительных материалов по возведению острова. Кроме того,
оконтуривающие конструкции позволяют защитить от прямого воздействия внешних
нагрузок грунтовое тело острова.
Вместе с тем при использовании оконтуривающих конструкций последние,
взаимодействуя с грунтовым основанием, передают на него комплекс нагрузок,
действующих на остров. В связи с этим предъявляются более высокие требования к
грунтовому основанию по физико-механическим характеристикам. По существу эти
требования аналогичны требованиям, предъявляемым к грунтовым основаниям
гравитационных сооружений. Это приводит к тому, что необходимо устраивать «постель»
либо снабжать оконтуривающие конструкции ребристыми элементами для передачи
нагрузки на более прочные слои грунтового основания. Оконтуривающие конструкции,
как правило, возводятся в сухих доках, а затем транспортируются на точку установки,
после чего грунт укладывается в тело острова. Мобильность оконтуривающих
конструкций - одно из их главных достоинств. Например, после выполнения разведочного
бурения на одной точке с острова оконтуривающие конструкции могут быть
транспортированы на другую точку после выполнения соответствующих регламентных
работ. В связи с этим грунтовые острова, оконтуренные инженерными конструкциями,
широко используются как для разведочного бурения, так и для эксплуатации
месторождений.
Для определения технико-экономических показателей рассмотренных выше
типов искусственных островных сооружений выполнен значительный объем опытноконструкторских работ по освоению мелководной части шельфа Карского моря. В
результате данной работы были определены затраты на создание различных типов
грунтовых островов при различных технологиях строительства (намыв, отсыпка и
комбинация этих методов) и дальности транспортировки местных строительных материалов. Кроме того, получены интегральные зависимости объемов грунта от типа
острова при изменении глубины возведения.
37
При наличии карьеров песка в непосредственной близости отточки строительства
наиболее рациональным типом искусственных грунтовых островов при глубине моря до
6м является остров распластанного профиля. Для глубин моря до 15м наиболее
целесообразными являются острова с откосом нормального профиля. Применение
оконтуривающих инженерных конструкций существенно расширяет диапазон глубин
применения искусственных островных сооружений. Однако в случае транспортировки
грунтовых строительных материалов из карьеров, расположенных на значительном
расстоянии от места возведения грунтового острова, затраты на возведение грунтовых
островов увеличиваются, а диапазон глубин, на которых они были эффективны в случае
наличия карьеров местных строительных материалов в непосредственной близости,
уменьшается.
С. И. Шибакин, ООО «Гззпром добыча шельф», Ю. С. Мелехов,
ОАО «Зарубежнефть», Р. С. Шибакин, ООО «Газпром добыча шельф»,
«Газовая промышленность», №03, 2013г.
21.Технологии строительства объектов нефтегазовой отрасли в
сложных условиях
Мерзлота занимает около 65 % территории России. При этом, за последние 15-20
лет, площадь регионов с благоприятным для ее существования климатом сократилась
примерно на треть. Начавшееся таяние мерзлых грунтов, увеличение глубины их
сезонного протаивания сопровождается активизацией развития термоэрозии, осадок,
пучения, термокарста, солифлюкции и других криогенных процессов и, как следствие,
снижением несущей способности грунтовых оснований. Это затрудняет и удорожает как
эксплуатацию уже существующих газовых промыслов, так и освоение новых северных
территорий.
Еще больший ущерб может быть нанесен объектам нефтегазового комплекса при
выполнении прогноза Росгидромета, по которому общая площадь многолетней мерзлоты
может сократиться на 10-12 % к 2030 г. и на 15-20 % - к 2050 г. При этом ее граница
может сместиться к северо-востоку на 150-200 км, а глубина сезонного протаивания
увеличится в среднем на 15-25%.
Масштаб негативных последствий деградации многолетней мерзлоты для
обустройства газовых месторождений следует оценивать с учетом того факта, что здесь
добывается около 93 % российского природного газа. Вместе с 75 % получаемой на этой
территории нефти это обеспечивает 70 % экспорта нашей страны. Все это определяет
необходимость разработки и применения новых технических решений, способных
компенсировать отрицательное воздействие потепления климата для существующих,
строящихся и проектируемых сооружений. Будущее как промышленного, так и
гражданского строительства на территориях с многолетнемерзлыми грунтами в
значительной степени связано с использованием систем замораживания и температурной
стабилизации грунтов оснований. Для этого надо продолжать разработку новых
конструкций охлаждаемых оснований с применением усовершенствованных систем
температурной стабилизации грунтов, новых конструкций свай, фундаментов мелкого
заложения, теплоизоляционных материалов и технологий строительства. Особенно
важным следует считать предпостроечное промораживание грунтов и загружение
фундаментов в середине второго года эксплуатации систем, когда несущая способность
грунтов может быть увеличена более чем в 2 раза по сравнению с естественными
условиями. Особое внимание необходимо обратить на сильнозасоленные,
38
сильнольдистые и низкотемпературные многолетнемерзлые грунты, залегающие в
арктической зоне. Их физико-механические свойства малоизучены, поэтому даже
незначительное повышение их температуры приводит к потере несущей способности. В
таких грунтовых условиях, возможно, потребуется применение инвентарных
холодильных машин, которые производят при необходимости замораживание грунтов в
летнее время в период строительства, а при эксплуатации находятся в резерве и могут
подключаться для компенсации непредвиденных тепловыделений от природноклиматических и техногенных воздействий.
До недавнего времени наиболее распространенным инженерным решением для
исключения теплового воздействия сооружений на многолетнемерзлые грунты было
строительство проветриваемых подполий на сваях. Использовались и различные типы
термостабилизаторов. Однако к началу 90-х гг. прошлого века активное хозяйственное
освоение северных территорий России и наличие многих свидетельств начавшегося
потепления климата потребовало новых подходов и технологий в строительстве зданий и
инженерных сооружений.
В настоящее время в России применяются четыре основных технических
решения:
•
вертикальная естественнодействующая система (BET);
•
горизонтальная естественнодействующая система (ГЕТ);
•
индивидуальные СОУ - термостабилизаторы;
•
глубинные СОУ.
Принцип действия термостабилизирующих систем и устройств заключается в
переносе естественного холода к основанию фундамента, что позволяет стабилизировать
температурный режим мерзлых грунтов на проектируемом уровне. Циркуляция
хладагента производится автоматически за счет разности температур грунта и воздуха в
зимний период.
Соединив опыт строительства насыпных охлаждающих оснований резервуаров на
Трансаляскинском нефтепроводе и безнасосные системы, применяемые на крупных
холодильниках, с сезоннодействующими системами, мы получили новое качество эффективные охлаждаемые основания. В отличие от американцев мы обошлись без
насосов и холодильных машин. Системы получили названия ГЕТ и BET.
Первый резервуар на насыпном охлаждающем основании с системами ГЕТ был
построен в 1989 г. на ЦПС 2 Уренгойского месторождения. В течение 1989-1990 гг. на
установленных в основании резервуара 19 термоскважинах производились еженедельные
замеры температур грунтов и параметров систем. В результате исследования была
подтверждена работоспособность системы ГЕТ и ее эффективность. Дальнейшие
исследования систем проводились в части модернизации конструкции как надземной
части систем, так и подземной в целях обеспечения надежности и повышения
эффективной работы систем. В настоящее время система состоит из конденсаторного
блока, ускорителя циркуляции, гидрозатвора-грязеотстойника, охлаждающих и
соединительных стальных труб с цинковым покрытием, что обеспечивает
антикоррозионную защиту труб до 50 лет. Шаг охлаждающих стальных труб составляет
0,5 м. Системы размещаются попарно, чтобы в случае выхода из строя одной системы
вторая продолжала производить охлаждение грунта. Кроме того, параллельно основным
охлаждающим трубам размещены резервные трубы с шагом 1 м для подключения к
конденсаторным блокам в случае неисправности одной из систем или при необходимости
замораживания грунтов в летнее время путем подключения к серийно выпускаемой
рассольной холодильной машине в контейнерном исполнении. Параллельно
совершенствовалась и технология монтажа и строительства основания. Если на первых
объектах применялись полиэтиленовые трубы или стальные с ручной дуговой сваркой, то
39
начиная с 1999 г. для сварки стальных труб, как в заводских, так и в полевых условиях
применяются запатентованные автоматические установки сварки труб со 100%-м
компьютерным контролем качества сварных стыков. Экономический эффект от
применения насыпных охлаждаемых оснований взамен оснований с проветриваемым
подпольем заключается в снижении затрат на капитальное строительство до 50 %.
Применение насыпных охлаждаемых оснований позволяет при строительстве основания
под РВС10 000 более чем в 2 раза сократить сроки выполнения работ по строительству и
уменьшить материалоемкость основания с 2256 до 410 т.
Индивидуальные термостабилизаторы оказались незаменимым техническим
решением при строительстве таких трубопроводов, как Ванкор - Пурпе, Восточная
Сибирь - Тихий океан, Заполярное НПС - Пурпе. В 2012 г. специально для ОАО «АК
«Транснефть» нами были разработаны термостабилизаторы, особенностью которых
является гильза, позволяющая проводить демонтаж (смену), термостабилизатора из
опоры трубопровода. Сама гильза, выполненная с использованием оцинкования, имеет
надежную антикоррозийную защиту и срок службы до 50 лет.
Что касается зарубежных методик строительства на многолетнемерзлых грунтах,
то это, пожалуй, одна из немногих областей, где российские разработки и технологии не
только не уступают зарубежным, но и превосходят их по своей эффективности и производительности.
На Аляске, в северных районах Канады, применяются парожидкостные
термостабилизаторы на базе конструкции Е.А.Лонга. Но они безоговорочно проигрывают
по соотношению «цена - качество» аналогичным российским изделиям. В последние годы
в Китае термостабилизаторы местного производства стали появляться вдоль
автомобильных и железных дорог, проходящих через высокогорные районы с
многолетнемерзлыми грунтами. То есть в других странах мира для термостабилизации
грунтов
оснований
используется
только
одно
техническое
средство
термостабилизаторы. Лишь в России разработаны и эксплуатируются в этих целях на
множестве объектов не только термостабилизаторы, но и другие устройства и системы.
Г.М.Долгих к.т.н., генеральный директор
НПО «Фундаментстройаркос»,
«Газовая промышленность», №03, 2013г.
22.Китай приступает к коммерческому использованию Северного
морского пути
Китайская пароходная компания планирует на это лето первый коммерческий рейс по
Северному морскому пути. К 2020 году по арктическому маршруту пойдет уже 15% китайского
внешнеторгового грузопотока.
В условиях таяния арктического ледового щита, ускоряющего открытие новых судоходных
маршрутов и месторождений полезных ископаемых, Китай стремится занять в регионе определенные
позиции.
В 2012 году ледокол «Сюэлун» («Снежный дракон») первым из китайских судов прошел по
Севморпути в Баренцево море.
Желая приобрести влияние в регионе, Китай настойчиво добивается статуса постоянного
наблюдателя в Арктическом совете, образованном восемью представленными в Арктике государствами.
Напомним, по сравнению с маршрутом через Суэцкий канал Севморпуть позволяет сократить
путевое расстояние между Шанхаем и Гамбургом на 5200 км.
BarentsObserver.com Cross-bonier news
Трюде Петерсен
40
23.О снижении административных барьеров
Все мы — строители, изыскатели, проектировщики — напрямую зависим от
прихода в наш бизнес солидных инвестиций. Однако инвестиционный климат в нашей
стране пока далек от идеального — Россия опять заняла одно из последних мест в рейтингах
деловых агентств по благоприятности бизнес-среды.
Очень большую роль в формировании неблагоприятного инвестиционного климата
играют административные барьеры для бизнеса. Мы много раз поднимали этот вопрос на
самом высоком уровне — на совещаниях у Президента Дмитрия Медведева и Премьерминистра Владимира Путина, на парламентских слушаниях, различных конференциях и в
СМИ. Наконец, руководителями государства даны поручения соответствующим ведомствам
по снижению административной нагрузки на бизнес. Но пока дело движется очень
медленно. Тот факт, что согласование разрешительной документации на строительство
сократилось с 760 до 580 дней можно, конечно, приветствовать, но результат пока явно
далек от идеального.
На этом фоне Национальное объединение строителей решило выяснить, что на
самом деле происходит в регионах, и как различные административные барьеры влияют на
сроки и стоимость строительства жилья. Эта работа была начата летом 2011 г. и сейчас
близка к завершению — собрана информация по 60 самым крупным городам Российской
Федерации.
Анализ федерального законодательства показал, что на этом уровне существует не
более 40 документов и процедур, необходимых для ведения строительства, все остальное —
это «творчество» региональных и муниципальных властей. Число согласительных процедур
на уровне региона может достигать 100—120, что совершенно неприемлемо. Максимальные
сроки всех процедур в некоторых регионах превысили 1000 дней, а официальные затраты на
все эти процедуры приближаются к 50 миллионам рублей.
Можно ли с этим бороться? Уверен, что да. Мы сможем выработать рекомендации
для регионов по снижению административных барьеров, сможем оценить их «стоимость» в
общей стоимости строительства. Наконец, мы можем поименно назвать регионы и города, а
также их руководителей, где административная нагрузка на бизнес, что называется,
зашкаливает. И это может стать очень серьезным стимулом для регионов пересмотреть свою
нормативную базу.
Национальное объединение строителей будет продолжать эту работу — ее
результаты важны для любой строительной компании — от предприятий малого бизнеса до
крупнейших холдингов и корпораций. Именно для таких целей и создавался НОСТРОЙ
(Национальное объединение строителей, созданное в 2009 году). В настоящее время
НОСТРОЙ объединяет 239 строительных СРО, которые включают более 90 тысяч
строительных организаций с общей численностью работающих порядка 4,5 миллиона
человек. Одно из главных направлений нашей работы — создание унифицированных
документов для наших членов — саморегулируемых организаций - для дальнейшего
использования в работе. Прежде всего, это касается требований к компаниям при приеме в
члены СРО и выдачи свидетельств о допуске к видам работ. Нельзя допустить, чтобы
требования к выдаче допусков в разных регионах отличались друг от Друга.
Среди наших приоритетов — подготовка строительных кадров. Закон требует,
чтобы не реже раза в 5 лет специалист обновлял свои знания, связанные с нормативной
базой строительства, материалами, технологиями. Мы сейчас определили программы для
обучения специалистов, подобрали основные центры повышения квалификации (их порядка
100 по стране) и уже начали проводить и профподготовку, и последующую аттестацию.
Задача-максимум - обеспечить все строительные компании высококвалифицированными
кадрами и исключить из строительного процесса «липовых специалистов» с купленными
41
«корочками». Продаются ведь не только «корочки», но и допуски к видам работ! К
сожалению, легко купить допуск СРО у недобросовестных участников рынка. Есть около 10
СРО, которые либо сами торгуют допусками, либо позволяют это делать неким
юридическим конторам. Интернет пестрит подобными объявлениями! В рамках нынешнего
закона сделать что-либо с этим процессом трудно, но не невозможно. Мы изучаем
ситуацию, обращаемся в Ростехнадзор, а они по итогам проверки имеют право обратиться в
суд и закрыть такую СРО за нарушения.
Пока таких процессов не было, но это не означает, что их не будет впредь. Мы всеми
силами будем стараться удалить таких «коммерсантов» из системы саморегулирования.
Система саморегулирования обеспечивает безопасность и контроль качества
строительства прежде всего, через разработку современной нормативной базы. Девять лет
назад с принятием Закона о техрегулировании были отменены практически все СНиПы.
Причем de jure их не было, a de facto на них ссылались проектировщики, на их основе
проводилась экспертиза. Однако эти СНиПы требуют обновления, потому что меняются
технологии и материалы, а их уже более восьми лет никто не менял, никто не
актуализировал.
По инициативе НОСТРОЙ в Технический регламент «О безопасности зданий и
сооружений» включили 90 СНиП и Сводов правил для обязательного применения. Половина
из них уже разработана совместно с Минрегионом, а к середине 2012 г. мы надеемся
получить новые актуализированные СНиП. На сегодня 25 СНиП уже принято, 47 в работе,
остальные скоро начнут разрабатываться.
«Горячая линия» НОСТРОЙ по нарушениям в сфере саморегулирования
Национальное объединение строителей сообщает об открытии «горячей линии» для
приема обращений организаций и индивидуальных предпринимателей — членов СРО,
осуществляющих, строительство, по вопросам нарушений законодательства в сфере
саморегулирования с целью защиты их прав и интересов.
«Горячая линия» будет функционировать в двух видах: на сайте НОСТРОЙ и по
телефону — 8 (916) 991-12-12. Необходимость создания «горячей линии» обусловлена
ситуацией, сложившейся в системе саморегулирования в процессе борьбы со СРО,
имеющими признаки коммерциализации.
Данная идея была озвучена 8 сентября 2011 г. на заседании круглого стола, который
был организован и проведен Главным управлением экономической безопасности и
противодействия коррупции МВД России (ГУЭБиПК МВД России) и общественными
организациями антикоррупционной направленности.
Анализируя
события,
происходящие
вокруг
нарушений,
выявленных
Ростехнадзором в связи с деятельностью НП СРО «Строй-Регион» и «Строители
железнодорожных комплексов», а также с огромным количеством тревожных звонков,
поступающих в НОСТРОЙ по данному поводу от различных компаний и организаций,
Национальное объединение строителей считает целесообразным усилить свое внимание к
подобным проблемам.
С целью предупреждения нежелательных последствий нарушения закона, а также
возможного ущерба членам СРО в связи с несостоятельностью недобросовестных
саморегулируемых организаций, НОСТРОЙ посредством работы «горячей линии» будет
вести сбор информации, анализ которой поможет принимать правильные решения каждому
участнику рынка.
Е.В. Басин, президент
Национального объединения строителей,
«Монтажные и специальные
работы в строительстве», №03, 2013г.
42
24.Синергия эффективности
ООО «Промышленно-инжиниринговая компания» работает в строительной
нефтегазовой сфере с 2004 года.
Принимая участие в комплексных решениях вопросов по созданию систем тепло
и шумоизоляции объектов, зданий и сооружений, «Проминком», в первую очередь, делает
ставку на внедрение передовых технологий, качество используемых материалов,
безопасность и энергоэффективность конструкций, а также высокую культуру проведения
работ.
В основе своих работ по теплоизоляции мы используем пеностекло, как материал,
полностью отвечающий самым высоким требованиям нормативов к качеству,
долговечности, надёжности...
Исключительные свойства теплоизоляционного материала из пеностекла
FOAMGLAS® позволяют использовать его в тех случаях, когда никакой иной утеплитель
не может обеспечить соответствие техническим требованиям и мерам безопасности.
Пеностекло - это строительный материал, созданный более 70 лет назад, в СССР,
по аналогии с природной вулканической пемзой, но состоящий по химическому составу
из стекла. Вспененное стекло (ячеистое стекло или пеностекло) в зависимости от
производителя, используемой технологии, структуры и назначения, имеет различные
торговые марки.
Пеностекло FOAMGLAS® - в отличие от аналогов, является теплоизоляционным
материалом со структурой пены. Основой для его производства является измельченное
специальное стекло, а в качестве пенообразователя используется тонкодисперсный
угольный порошок. Наружная
поверхность пеностекла состоит из множества пор (ячеек), образованных при
механической обработке. Внутри стеклянные пузырьки герметичны и не имеют с
соседними пузырьками общих отверстий или пор. Именно такая структура обеспечила
низкую плотность материала, необычайную легкость и колоссальную прочность.
Пеностекло FOAMGLAS® - экологически чистый негорючий и долговечный
продукт. Его основным преимуществом перед другими утеплителями является нулевая
паропроницаемость, низкие значения теплового расширения и отсутствие усадки, это
значит, что пеностекло никогда не отсыреет, конструкция из пеностекла никогда не
разгерметизируется.
Андрей Холин, Руководитель проектов,
ООО «Промышленно-инжиниринговая компания»
25.Сварочное производство в ОАО «Газпром»
Проведение единой технической политики в области сварочного производства
ОАО «Газпром», развитие и повышение его технического уровня возложено на
Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа (рис. 1).
Программы развития сварочного производства ОАО «Газпром» являются главными
документами, определяющими основные направления проведения технической политики
и развития сварочного производства.
43
Собственное сварочное производство ОАО «Газпром» главным образом
представлено в 18 газотранспортных обществах (ГТО) - с численностью сварщиков 3010
чел., а также в 7 газодобывающих обществах (ГДО) - с численностью 731 человек.
Необходимо отметить, что сварщики дочерних ГТО сосредоточены в управлениях
аварийно-восстановительных работ (УАВР), аварийных поездах (АВП), линейных
эксплуатационных службах (ЛЭС). Именно эти подразделения выполняют и будут
выполнять ремонтно-профилактические и аварийно-восстановительные работы на
объектах магистральных газопроводов, а также сварочно-монтажные работы при
выполнении работ без стравливания газа (прежде всего по технологии врезки под
давлением).
Службы главного сварщика созданы и действуют во всех дочерних обществах.
Несколько слов о специалистах по неразрушающему контролю качества сварных
соединений. Количество специалистов, занятых в неразрушающем контроле, на
01.01.1012 г. составило 1129 чел. Всего в 2011 г. собственными силами дочерних обществ
при проведении ремонтно-восстановительных работ выполняется сварка более 190 тыс.
стыков.
Кроме этих работ сварщики УАВР, АВП десяти газотранспортных обществ,
включая ООО «Газпром переработка», и, главным образом, трех базовых дочерних
обществ (ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Москва», ООО
«Газпром трансгаз Сургут»), выполняют наиболее ответственный вид сварочномонтажных работ - приварку разрезных фитингов и патрубков при выполнении работ по
технологии врезки под давлением. Сварщики, выполняющие эти работы, - «золотой фонд»
компании ОАО «Газпром», да и просто мужественные ответственные работники.
Достаточно отметить работы по приварке фитингов на Северо-Европейском газопроводе
(МГСЕГ-1) в 2012 г. Работы по приварке фитингов (диаметром 1420 мм с ответвлением
1220 и 1020 мм общим весом около 10 т) выполнялись и выполняются при давлении газа в
магистральном газопроводе от 85 до 92 атм, при этом количество слоев кольцевых
сварных швов достигает 60, а ширина - 80 мм.
44
Опыт последних пяти лет, в первую очередь выполнение сложных комплексов
работ с применением технологи врезки под давлением, дополнительные знания,
полученные в результате этих работ, показали необходимость актуализации и уточнения
ряда положений и требований стандарта СТО Газпром 2-2.3-116 «Инструкция по
технологии производства работ по технологии врезкой под давлением» и внесения в этот
документ изменений уже в 2013 г.
Всего в эксплуатации в дочерних обществах ОАО «Газпром» находится 2614
единиц трассового сварочного оборудования, в т.ч. 1576 самоходных многопостовых
агрегатов, 752 передвижных (1-, 2- ,4- постовых) агрегатов. Такая структура (большая
часть оборудования предназначена для ручной дуговой сварки) определяется характером
выполняемых работ. Но там, где возможно, при выполнении ремонтно-восстановительных
работ (к примеру, на протяженных участках) необходимо увеличивать долю
механизированных способов сварки, прежде всего с управляемым каплепереносом.
Следует отметить, что представленное сварочное оборудование - в основном
отечественного производства. Дочерние общества должны обеспечивать приоритет
российскому оборудованию, не уступающему по своим характеристикам импортному.
Важным этапом в повышении качества сварных соединений газопроводов является
разработка и утверждение в начале 2012 г. «Рекомендаций по определению показателя
качества (уровня брака) сварочных работ подрядных организаций, выполняющих
строительство, реконструкцию и капитальный ремонт газопроводов ОАО «Газпром»,
устанавливающих предельный уровень брака в зависимости от способа сварки. Уровень
брака, а значит, качество сварных соединений, напрямую зависит от способа сварки.
Качество же объективно будет выше в случае широкого применения автоматической
сварки, механизированной сварки с управляемым каплепереносом в среде защитных газов
и аргонодуговой сварки.
Необходимость широкого внедрения указанных способов особенно актуальна при
сварке газопроводов технологической обвязки, о чем было указано в циркулярных
письмах ОАО «Газпром».
В новом СТО Газпром 2-2.2-649 «Технологии сварки трубопроводов
технологической обвязки объектов и оборудования промысловых и магистральных
газопроводов» значительно расширена область применения механизированной сварки с
управляемым каплепереносом в защитных газах, аргонодуговой сварки (ручной и
автоматической), в первую очередь при сварке корневого слоя, т.е. расширена область
45
применения так называемых бесшлаковых технологий, в частности ручной и
автоматической аргонодуговой сварки неплавящимся электродом.
Важнейшим итогом реализации Программ развития сварочного производства и
главным приоритетом технической политики в сварочном производстве ОАО «Газпром»
является разработка нормативных документов (НД) как для ремонта объектов Единой
системы газоснабжения (ЕСГ) с применением технологий сварки и родственных
процессов, так и НД по сварке для строительства и реконструкции магистральных и
промысловых газопроводов, а также разработка новых, научно обоснованных норм и
методов оценки качества сварных соединений. Основными исполнителями,
разработчиками и партнерами ОАО «Газпром» по указанным вопросам являются ООО
«Газпром ВНИИГАЗ», МВТУ им. Н.Э. Баумана, НУЦ «Сварка и контроль», РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина, НИПИСтройТЭК, ЦНИИТМАШ, ИЭС им. Е.О. Патона (рис. 6).
Всего за 2006-2012 гг. была организована разработка более 40 нормативных документов и
два справочника - по сварочному оборудованию и средствам неразрушающего контроля
качества сварных соединений, которые в 2013-2014 гг. должны быть переизданы. В 20112012 гг. было разработано 7 нормативных документов, в т. ч. 3 стандарта в ранге СТО
Газпром. Разработка значительного количества НД в указанный период была оправданна,
т.к. главной задачей на тот период было обеспечить стройку современными
нормативными документами по сварке и контролю качества сварных соединений.
Важнейшей задачей на ближайшие 2—3 года в области НД является их совершенствование, сокращение количества и ранжирование. Таким образом, ближайшие годы это этап реализация концепции, заключающейся в следующем:
•
актуализация (анализ содержания НД, уточнение требований, устранение
повторов, противоречий);
•
систематизация (ранжирование НД по уровням);
•
сокращение количества и повышение качества НД (внесение изменений и
дополнений, в т.ч. замечаний, выявленных в ходе их внедрения).
Только предварительный анализ действующих НД показал, что из 17
действующих НД (СТО, Р, Инструкции) по сварке и неразрушающему контролю качества
сварных соединений можно оставить три стандарта СТО Газпром, но это будут уже
базовые (основополагающие) стандарты, которые могут стать основой и для принятия
национальных стандартов или технических регламентов по технологиям сварки и
неразрушающему контролю качества сварных соединений магистральных трубопроводов.
Из НД, разработанных за последний период, следует отметить основополагающий
документ - СТО Газпром «Методика оценки работоспособности кольцевых сварных
соединений магистральных газопроводов».
Однако объемы стыков, вырезаемых при капитальном ремонте и переизоляции в
последние годы, показали необходимость пересмотра не только норм, но и подхода к
процедуре оценки качества ранее сваренных стыков.
Говоря о важнейших научно-исследовательских работах, проводимых ОАО
«Газпром» в области сварочного производства, необходимо отметить завершение
разработки, а точнее - возрождение контактно-стыковой сварки, а также разработку
комбинированной контактно-дуговой сварки кольцевых сварных соединений МГ с
созданием оборудования нового поколения. По производительности технология по
заявленным параметрам превышает все известные трассовые технологии сварки труб
большого диаметра. В разработке участвует большой авторский коллектив научноисследовательских организаций, а также завод - изготовитель оборудования (ЗАО
«Псковэлектросвар»). Достаточно новым направлением для сварочного производства
является участие специалистов по сварке в реализации программ научно-технического
сотрудничестве ОАО «Газпром» с зарубежными партнерами, в частности с компаниями
46
«Рургаз» (Германия), «Газ дэ Франс» (Франция) и совсем недавно - с корейской
компанией «Когаз».
В настоящее время 20 образовательных подразделений дочерних обществ имеют
лицензии на обучение по одной или нескольким профессиям, связанным со сварочным
производством, 17 обществ имеют аттестат соответствия, выданный НАКС.
Е.М.Вышемирский, к.т.н., заместитель начальника
производственно-технического управления –
начальник отдела главного сварщика, ОАО «Газпром»,
«Территория НЕФТЕГАЗ», №03, 2013г.
26.У каждого времени — свои достижения
В 1967 г. самым высоким в мире сооружением была 540-метровая башня в
Останкино, в 2012 г. - небоскрёб высотой 828 м в Дубай. Их технические возможности
давно доказаны, но итоги подведёт экономический расчёт.
Компания Sika — швейцарский концерн основанный в 1910 г., включает в себя 80
филиалов в 70 странах мира, что является достижением (Development), достойным
творческого осмысления и подражания. За 100-летие компания заняла лидирующее в
мире положение в разработке новых технологий и строительных материалов.
Использование высокоэффективных химических добавок и суперпластификаторов на
основе
эфиров
поликарбоксилатов
предоставило
возможность
применить
«самоуплотняющийся бетон», то есть литьевую-безвибрационную технологию укладки и
уплотнения бетонной смеси и одновременно получить высокомарочные бетоны классов
В45, В60.
Построенный с участием Sika в Шанхае в 2008 г. небоскрёб World Financial
Center, высота которого составляет 492 м является самым последним научно-техническим
достижением в мировом строительстве и крупнейшим проектом осуществленным в Китае.
Надо отдать должное высокой организации и автоматизации труда: время
непрерывной заливки фундаментной плиты толщиной 4,7 м и объёмом 28 тыс. м 3
составило 40 ч, а бетонная смесь поставлялась одновременно с 8 БСУ с помощью 350
автобетоносмесителей. Укладка бетонной смеси осуществлялась одновременно с
помощью 19 бетононасосов. Подобному пока нет аналогов в мире.
Строительство осуществлялось в 1997 — 2008 годах. Построила небоскрёб
японская компания Mori Building Corporation.
Shanghai World Financial Center — четвёртый по высоте небоскрёб в мире:
•
Бурдж-Халиф, ОАЭ, Дубай, 2004 — 2010, высота 828 м.
•
Башни Абрадж аль-Байт, Мекка, Саудовская Аравия, 2004 — 2011, 601 м.
•
Тайбей 101, Тайвань, 1999—2003, высота 509 м.
Высотные сооружения видны издалека, например 150-метровые градирни
Ровенской АЭС красиво смотрятся примерно за 50 км, а ночью — это великолепная
иллюминация, как в фантастическом кинофильме про инопланетян.
Строительство высотных сооружений всегда привлекало первопроходцев,
искателей приключений и отважную молодёжь.
Высотные сооружения и небоскрёбы как символ своего времени и достижений в
науке, технике и строительной технологии начали строить в начале 1930-х годов в НьюЙорке. Тогда применяли металлоконструкции, что было очень дорого.
С переходом на железобетон появилась возможность значительно увеличить
высоту и архитектурную выразительность сооружений, но с высотой увеличивались
проблемы и повышались требования по контролю и защите от коррозии.
47
Последние из средневысотных небоскрёбов поражают своими причудливыми
формами и деталями поверхности. Башни Абсолют Тауэрс около 180 и 160 м в пригороде
Торонто, башня № 1 Блай Стрит в Сиднее высотой 135 м, Палаццо Ломбардия 161 м в
Милане и башня Доха в Катаре высотой 238 м удостоились от «Всемирного совета
небоскрёбов» (CTBUH) победы в конкурсе «Awards- 2012», а башня Аль-Бахар победила
в конкурсе «nnovation Awards» — «Инновационные высотные здания»!
Почему? Башня высотой 145 м комплекса А1 Bahar Towers (Абу-Даби, ОАЭ)
получила высшую премию как «инновационное высотное здание» с формулировкой:
«Благодаря особой динамической системе затенения естественный нагрев здания
сокращается на 50%, обеспечивая более комфортную среду для его обитателей».
Этот конструктивный элемент повторяет навесную железобетонную панельную
солнцезащитную систему жилых зданий, сооружённых в Ташкенте после страшного
землетрясения 1966 г. и полвека назад назывался «функционально-декоративные
ограждения» и никакими заграничными сверхпремиями не награждался!
Знаменитый архитектор и конструктор Андрей Станиславович Косинский
намного опередил современных иностранных дизайнеров в части проектирования
высотных зданий. В 1960-е годы он впервые в мире проектировал «климатические
стены», снижающие перегрев здания и защищающие от солнца, энергосберегающие дома
типа «дом-термос», самоохлаждающиеся здания — «потеющий дом», а проект
знаменитого «дома-парусника» (осуществлённый в декабре 1999 Бурдж Аль Араб, Дубай,
ОАЭ, высотой 321 м), плывущего против ветра, — это его давний приоритет, но за свои
настоящие инновации он не был осыпан премиями, как это делают теперь. Он разработал
теории «прямой зависимости архитектурного формообразования от факторов Места и
Времени» и «роли архитектора как посредника между природой и обществом» — это
было в 1983 г., а теперь так строят во всём мире!
Самый первый на планете Земля пример сверхбашни — это построенная всего-то
за четыре года Останкинская телебашня (1963 — 1967) высотой 540 м, осуществлённая в
СССР концепция НВБ — нестареющего всепогодного бетона, потом - самая высокая
дымовая труба в мире на Экибастузской ГРЭС-2 (1985 г.) высотой 420 м.
Как известно из трудов отечественных учёных середины XX в., цементы,
имевшие минимальные удельные поверхности менее 2000 см2/г и применявшиеся тогда в
бетоне, обладали уникальными свойствами: постоянно и непрерывно в течение
неограниченного (!) времени увеличивали прочность, плотность и долговечность бетона,
кольматируя трещины и поры. Применяемые последние десятилетия бетоны на цементах
с удельной поверхностью 3500 см2/г и более с течением времени обладают повышенными
усадкой, контракцией, ползучестью, проницаемостью, спадом прочности и низкой
долговечностью.
Это многократно доказано ещё в период строительства Останкинской телебашни,
главные проектные требования к которой были предварительно означены — это бетон
М400 (В30) и Мрз 500 (F500) в возрасте 28 суток. Однако через 10 лет (1977 г.) испытания
контрольных образцов бетона, выдержанных в условиях конструкции, составляли: М600
(В45) и Мрз1000 (F1000), причём полное отсутствие трещин и раковин в оболочке телебашни подтверждает вывод о правильности требований, предъявленных в 1963 г. к
цементам и бетону.
Сегодня в соответствии с долговременным графиком бетон Останкинской
телебашни достиг прочности В60 (М800), а какая будет прочность бетона иностранных
небоскрёбов, покажет время через полвека.
Вынужденное загрязнение окружающей среды промышленными отходами
потребовало разработки и применения соответствующих технологий и материалов для
защиты от коррозии. Как показал отечественный опыт, разработанные в СССР защитные
48
покрытия на основе полиизоцианата «ПИЦ-К» (одной из разновидностей универсального
полиуретана) весьма долговечны, не токсичны, имеют массу преимуществ перед другими
материалами: однокомпонентны и при нанесении на свежий бетон реагируют с щелочами
цемента и что особенно ценно, пропитывая при этом поверхность бетона и защищая ее
сплошным панцирем от коррозии.
В конце 1970-х годов была разработана и отработана на производстве
энергомалозатратная технология производства особо долговечного бетона в критических
погодных условиях.
А. Б. Тринкер, д.т.н., «Монтажные и специальные
работы в строительстве», №03, 2013г.