Эксперт. Газ и Нефть №3 2011 / Expert. Gas & Oil #3/2011 by Mediarama

Общенациональный отраслевой журнал №3 2011

МЕДИАРАМА

Новый проект «ЧТПЗ» стр. 8 Газовая теорема Язева стр. 12

Штокман объявил тендеры стр. 16 Новая форма биржевых торгов стр. 34

«ПРИРОДНЫЙ ГАЗ – ТОПЛИВО XXI ВЕКА»

содержание

6 8

ДНИ РОЖДЕНИЯ ПЕРСОНА НОМЕРА «ЧТПЗ»: люди в белом Интервью с директором по управлению проектом «Высота 239» Челябинского трубопрокатного завода Валентином Тазетдиновым

ДОБЫЧА Великая газовая теорема «Газ будет востребован в XXI веке, и его запасов хватит на всех»

15 16

НОВОСТИ Штокман ищет подрядчиков В декабре 2011 года «Штокман Девелопмент АГ» должен одобрить технические и финансово-экономические решения первой фазы проекта

ИННОВАЦИИ Япония и Ливия дали шанс экономике России Инвестиции в инновации нефтегазового сектора Фото – Александр Широких

БУРЕНИЕ Потери давления на движение газа и способы их уменьшения Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам

3М расширяет производство для нефтегазового сектора в России Универсальный выбор микросфер для нефтегазовой промышленности от компании 3М

ТРАНСПОРТИРОВКА 55 млрд кубометров газа в год Уже в конце текущего года множество европейских потребителей смогут получить первый газ из России по «Северному потоку»

ПЕРЕРАБОТКА 7 млрд тонн нефти из воздуха «Ренфорс – НТ» приступила к серийному производству установок GTL по переработке газа в жидкие углеводороды

ТОРГИ В России появилась новая форма биржевых торгов – редукцион «АЕ Трейд Холдинг» реализует новый для российской биржи тип торгов

30 36

БЕЗОПАСНОСТЬ Риск под контролем «Системы безопасности в соответствии с требованиями SIL и Ex

Оптоволокно против криминала, утечек и смещений «Системы безопасности в соответствии с требованиями SIL и Ex

АВТОМАТИЗАЦИЯ Будущее нефтехранилищ Конкурентные преимущества за счет автоматизации нефтехранилищ

Фото – Nord Stream

РЕДАКЦИЯ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Эдуард Чумаков ГЛАВА НАБЛЮДАТЕЛЬНОГО СОВЕТА Валерий Язев СОВЕТНИК ГЕНЕРАЛЬНОГО ДИРЕКТОРА Людмила Егоркина РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА Александр Широких ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Мария Винникова ЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРА Екатерина Брызгалова

НОВОСТИ ЭКОЛОГИЯ Швейцарские инновации в России Интервью с президентом компании Man Oil Group Генадием Маном

ОБОЗРЕВАТЕЛЬ Зинаида Сацкая КОРРЕСПОНДЕНТЫ Виктория Архипова Валерия Лапина Дмитрий Малянов Светлана Фегина Людмила Ягуткина ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Nord Stream КОРРЕКТОР Маргарита Соколова ВЕРСТКА Максим Гончаров ХУДОЖНИК Софья Евстигнеева

КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБА Александр Левин Светлана Петрова Алексей Ярыгин (руководитель) СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ Светлана Мироненко podpiska@mediarama.ru Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-44920. Учредитель: «Медиарама.ру». Издатель: «В2В-группа «Эксперт-Медиарама». Редакция журнала не несет ответственности за достоверность сведений в рекламе, платных объявлениях и статьях, опубликованных под грифом «на правах рекламы».

Перепечатка материалов только с разрешения редакции. Ссылка на журнал обязательна. Подписной индекс по каталогу «Роспечать» – №47336 (на полугодие). Подписка через интернет: www.mediarama.ru АДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в. Тел.: (495) 989-6657. E-mail: satskaya@expert.ru. © «Эксперт. Газ и Нефть». Цена свободная. Тираж – 5 000 экземпляров. Подписано в печать 10.06.2010. Отпечатано в типографии «Домино Print New».

дни рождения / новости 12

Июнь 2

Александр ЖАГРИН, вицепрезидент по добыче нефти и геологии НГК «Славнефть»

Сергей МИХАЙЛЕНКО, генеральный директор компании «Газпром добыча Астрахань» 14 4 Виктор ИЛЮШИН, начальник департамента по работе с органами власти РФ компании «Газпром» Александр ШУРАЙЦ, генеральный директор Головного НИИиПИ РФ по проблемам газификации «Гипрониигаз» Георгий ФОКИН, генеральный директор компании «Газпром трансгаз СанктПетербург» 7 Ильгиз ДАВЛЕТОВ, управляющий директор компании «Татнефтедобыча» 8 Сергей БЕЛОБОРОДОВ, генеральный директор корпорации «Газэнергопром» 11 Сергей ПАШИН, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Уфа»

Валерий ГОЛУБЕВ, заместитель председателя правления компании «Газпром», вице-президент Российского газового общества Владимир БОБКОВ, генеральный директор компании «Тверьрегионгаз» 15 Игорь КЛИМОВ, генеральный директор компании «Томскнефтехим»

19 Виталий БАРАНОВ, заместитель генерального директора компании «Газпром нефть» по организационным вопросам Владимир МАЗУР, председатель правления – генеральный директор компании «Запсибгазпром» 20

Александр ШЕВЦОВ, генеральный директор финансовопромышленной компании «Космос-нефть-газ»

Игорь ИВАНОВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Сургут»

23 Александр МЕЛИНГ, генеральный директор «Омского НПЗ» 25 Владимир СВАЙКИН, вицепрезидент по добыче нефти и газа НК «РуссНефть» Александр МАНДЕЛЬ, генеральный директор компании «Газпром добыча шельф» 26 Павел ОДЕРОВ, начальник департамента внешнеэкономической деятельности компании «Газпром» 27 Вячеслав ПЕРЕВЕРТАЙЛО, генеральный директор компании «Газпромэнергосервис» Июль 3 Станислав ТАСЛИЦКИЙ, вицепрезидент по капитальному строительству НК «РуссНефть» 4 Сергей НЕСТЕРЕНКО, генеральный директор компании «РНСеверная нефть»

5 Борис КОРОЛЕВ, генеральный директор «Синтезморнефтегаза» 8 Петр АВТАЕВ, генеральный директор «Мордоврегионгаза» Иван ВОЛОШИН, генеральный директор компании «СевероКавказский транснефтепродукт» 12 Владимир НИЦУЛЕНКО, генеральный директор Марийского нефтеперегонного завода

Денис ФЕДОРОВ, генеральный директор компании «Газпром энергохолдинг»

17 Сергей БАХИР, старший вицепрезидент по добыче и геологии НК «РуссНефть» Ришат ГАЛИЕВ, генеральный директор компании «Арктикнефтегазстрой» 21 Гасан НАБИЕВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Волгоград»

22 Александр ЮДИН, президент Московского форума нефтегазопромышленников 23 Валерий ШЕМЕНЕВ, генеральный директор компании «Газпром межрегионгаз Псков» 25 Сергей КУДРЯШОВ, заместитель министра энергетики РФ

28 Наиль МАГАНОВ, член правления – первый заместитель генерального директора – начальник управления по реализации нефти и нефтепродуктов компании «Татнефть» 31 Юрий БОГАТЕНКОВ, генеральный директор компании «Сибнефтепровод»

«Роснефть» начала строительство на Лебединском участке 20 мая 2011 года на Лебединском лицензионном участке на северо-восточном шельфе острова Сахалин начато строительство поисковой скважины «Лебединская № 1». Ее протяженность составит 4500 м. До октября текущего года на участке планируется пробурить первую наклонно направленную скважину с береговой буровой площадки и провести на ней комплекс геолого-геофизических исследований. После завершения данного этапа работ в октябре начнется строительство второй поисково-оценочной скважины «Лебединская № 2». Бурение ведется с помощью российской буровой установки «Уралмаш-3Д-76», укомплектованной современным оборудованием для бурения скважин с большим отходом от вертикали. Буровые работы выполняет сервисная компания «Роснефти» – «РН-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

Бурение». Услуги снабжения, транспорта, связи осуществляют российские компании, работающие на Сахалине. Лицензию на геологическое изучение с целью поиска и оценки месторождений углеводородного сырья на участке Лебединский НК «Роснефть» получила в 2007 году. С 2009 года управление работами по проекту осуществляется специализированной дочерней компанией «РН-Шельф-Дальний Восток». За последние два года на Лебединском участке был выполнен значительный объем работ: собрана и проанализирована геолого-геофизическая информация, сейсморазведка 3D в объеме 70 км 2, разработана концепция обустройства участка, проведены экологические исследования, предусмотренные лицензией. www.mediarama.ru

персона номера

«ЧТПЗ»: люди в белом Интервью с директором по управлению проектом «Высота 239» Челябинского трубопрокатного завода Валентином Тазетдиновым Светлана Фегина В июле 2010 года Челябинский трубопрокатный завод («ЧТПЗ») ввел в строй новый цех по производству одношовных труб большого диаметра – «Высота 239». Это событие, реализованное при господдержке, стало крупнейшим в российской металлургической отрасли 2010 года. С запуском цеха «Высота 239» появился термин «белая металлургия».

Все фото – «ЧТПЗ»

- Как вообще возникла идея построить такой цех? Требования рынка! Сегодня компаниям топливноэнергетического комплекса нужна высоконадежная труба. Мы построили цех несколько позднее наших конкурентов, но в этом есть свое преимущество. Мы тщательно изучили весь мировой опыт организации подобного производства и пошли значительно дальше, предусмотрев в цехе решения, которые позволят нам соответствовать любым, в том числе перспективным, требованиям рынка еще как минимум три десятилетия. «Высота 239» – самый современный в России и, без всяких сомнений, в мире производитель одношовных труб диаметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки до 48 мм, классом прочности

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

«ЧТПЗ» является одной из ведущих промышленных групп металлургического комплекса России. По итогам 2010 г. доля компании в совокупных отгрузках российских производителей составила 16,3%. «ЧТПЗ» объединяет предприятия и компании черной металлургии – Челябинский трубопрокатный завод, Первоуральский новотрубный завод, компанию по заготовке и переработке металлолома «Мета», металлоторговое подразделение ЗТД «Уралтрубосталь» и нефтесервисный дивизион, представленный компанией «Римера».

до Х100, с наружным и внутренним покрытием. Наша продукция соответствует возрастающим технологиям, требующимся в условиях усложнения добычи и транспортировки нефти и газа. - А что это за чудо такое – «белая металлургия» «ЧТПЗ»? «Белая металлургия» «ЧТПЗ» – это отмытая дочиста черная металлургия. А если серьезно, то это принципиально новая философия труда, олицетворяющая суперсовременное, инновационное производство. Наше производство экологически чисто и автоматизировано до такой степени, что люди здесь трудятся в белой спецодежде, управляя машинами. Благодаря использованию новейших технологий, наша «белая металлургия» разрушает один из наиболее устойчивых в прошлом стереотипов о том, что работа с металлом никак не может ассоциироваться с чистой одеждой и белым цветом, традиционно относится к «черным», грязным производствам. Подчеркну, что главное достояние цеха – не машины, а люди. Можно приобрести и

установить самое современное оборудование, но без знающих специалистов оно мертво и бесполезно. Потому наши работники постоянно учатся. В том числе отправляясь за опытом в США, Германию и Китай. - Где вы нашли такие умные кадры? Сколько человек задействовано в производственном процессе? Мы сделали ставку на молодежь. Большинство в цехе – это вчерашние выпускники вузов и техникумов, 70% – с высшим образованием. Целеустремленные, легко обучаемые, ответственные, нацеленные на результат – каждый работник цеха прошел многоуровневое тестирование, на ряд специальностей к нам конкурс достигал 30 человек на место. Учитывая, что в цехе установлено очень сложное оборудование, ребята очень быстро приобрели все необходимые навыки для работы на нем. Сейчас цех работает на полную мощность, отгружая по 50–60 тысяч тонн ТБД ежемесячно. Коллектив цеха насчитывает 1000 человек, работаем в четыре смены.

- Как мотивируете персонал на результат? Какие требования предъявляете? Они уже хорошо мотивированы тем, что попали на «Высоту 239», прошли конкурсный отбор. В цехе действует запрет на курение, у нас вообще не предусмотрены курилки. Каждый сотрудник в начале смены проходит алкотест. С нарушителями стандартов корпоративной культуры мы бескомпромиссно расстаемся, но таких в цехе единицы. У нас внедрены стандарты бережливого производства, действует строгая дисциплина. Каждый, помимо четкого выполнения прямого функционала, должен соблюдать чистоту на рабочем месте. Но быть «белым металлургом» – это почетно, наша молодежь это ценит, гордится. Достойная заработная плата, современное производство и комфортные условия труда, хорошие возможности для профессионального роста и карьеры, внушительный соцпакет, дружный коллектив, а в ближайшей перспективе – еще и собственное корпоративное жилье – все это делает работу на «ЧТПЗ» привлекательной для молодежи. И это – здорово. - Продукция цеха прошла всю необходимую сертификацию? Конечно. Мы выпускаем трубы, сертифицированные в соответствии со всеми стандартами наших ключевых клиентов – компаний «Газпром» и

www.mediarama.ru

Валентин Тазетдинов родился 22 ноября 1959 г. в Волгограде. В 1982 г. окончил Московский институт стали и сплавов, специальность – «инженер-металлург». В 1985– 1988 гг. учился в аспирантуре МИСиС, кандидат технических наук. Опыт работы: Волгоградский металлургический завод «Красный Октябрь» – подручный сталевар; Волжский трубопрокатный завод; компания «Юкос-Сервис»; Трубная металлургическая компания («ТМК»). С 2002 г. работает в компании «ЧТПЗ» на должностях технического директора, исполнительного директора, директора по технологии и нормативам, директора по качеству, директора по качеству и технологиям. С апреля 2010 г. – директор по управлению проектом «Высота 239».

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

персона номера Трубы в цехе производятся на технологической линии, в которой установлено два пресса шаговой формовки длиной 18 м и 12 м, способные производить трубы с толщиной стенки до 48 мм

«Транснефть». Продукция «Высоты 239» успешно прошла испытания и может быть использована во всех сухопутных проектах «Газпрома». Система качества интегрирована с системой качества завода, вследствие чего про-

дукция, изготавливаемая в цехе, может производиться в соответствии с международным стандартом API. В настоящее время мы прошли также полигонные испытания для участия в проектах «Газпрома» – «Бованенково – Ухта»

(трубы с рабочим давлением до 120 атмосфер). Отдельно следует сказать, что мы единственная российская компания, подавшая заявку на участие в уникальном проекте «Южный поток» с предложением изготавливать трубы из

металла отечественного производителя – Магнитогорского метал− лургического комбината. Наши трубы могут использоваться при прокладке трубопроводов через местность с вечной мерзлотой, в сейсмоопасных зонах, по дну морей. Это важно, учитывая, что значительная часть газа добывается за полярным кругом и на морских шельфах. На 2011–2013 гг. запланирована поставка труб производства цеха «Высота 239» для таких проектов, как «Северный поток» (сухопутная часть), «Бейнеу – Шымкент» (Казахстан), «Ухта – Торжок», «Уренгой – Центр» (первая и вторая очереди), «Южный поток». - Кто выступил поставщиком оборудования? Трубы в цехе производятся на технологической линии, в которой установлено два пресса шаговой формовки длиной 18 м и 12 м, способные производить трубы с толщиной стенки до 48 мм. После формовки до заданных параметров трубы дорабатываются на участках сварки,

В июле 2010 года Челябинский трубопрокатный завод ввел в строй цех «Высота 239» по производству одношовных труб большого диаметра

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

отделки, внутреннего и наружного антикоррозионных покрытий. Основу цеха составляют агрегаты от германской фирмы SMS Meer. Часть систем поставили предприятия Череповца и Санкт-Петербурга, мы взяли только то, что соответствует лучшему мировому уровню. Превращение стального листа в трубу, например, происходит без участия подъемных кранов. В результате технологический поток не сдерживается крановыми операциями, характерными для традиционного производства. Предусмотрена также предварительная очистка стального листа от загрязнений и окалины. Кстати, эта операция у нас, на «Высоте 239», была проведена впервые в мировой практике изготовления труб большого диаметра. Металл для трубы, как и само изделие, многократно испытывается на прочность и подвергается контролю. Для борьбы с коррозией (разрушение от внешних воздействий) трубу облачают в трехслойное покрытие на основе полиэтилена.

Продукция предприятия «Высота 239» – одношовные трубы диаметром от 508 до 1420 мм с толщиной стенки до 48 мм, классом прочности до Х100, с наружным и внутренним покрытием

После формовки до заданных параметров трубы дорабатываются на участках сварки, отделки, внутреннего и наружного антикоррозионных покрытий

- Это на участках антикоррозионного покрытия? Да, мы покрываем трубу снаружи и изнутри: газ, перемещаясь по гладкой внутренней поверхности, испытывает меньшее сопротивление, значит, снижаются затраты на его транспортировку. Наши трубы с внутренним покрытием, например, отправлены на остров Русский. Из них делают водовод – вклад в подготовку саммита лидеров государств Азиатского и Тихоокеанского региона. В апреле текущего года мы начали делать трубу цветной и полосатой. Этого, кроме нас, не делает никто в мире, все трубники производят ТБД черного цвета. На рынке www.mediarama.ru

про наш цех все знают, так что теперь, выделяя свои трубы, мы еще раз подтверждаем свою ответственность за их качество. - Когда возникла идея делать брендированную трубу? Идея возникла еще на стадии строительства. Для нанесения спиралевидной цветной полосы на участке антикоррозионного покрытия установили специальный экструдер. - Это технологически сложно? Нет. Технология нанесения цветной полосы точно такая же, что применяется при нанесении наружного антикоррозионного покрытия: в экструдере расплавляется полиэтилен, который затем наносится тонким слоем в виде

пленки на поверхность готового покрытия. Только нами, помимо привычного черного полиэтилена, используется еще и цветной. Первую партию – 5 тысяч тонн «полосатиков» – отгрузили «Газпрому». Планируем освоить выпуск ТБД с желтой, оранжевой и синей полосой, в зависимости от рабочего давления газопровода. На итоговую стоимость, кстати, цвет не влияет. - Кто ваш основной поставщик металла? Основным поставщиком металла для нового цеха выступает Магнитогорский металлургический комбинат (продукция «Стана-5000»), а также японские, корейские, немецкие производители.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

добыча

Великая газовая теорема «Газ будет востребован в XXI веке, и его запасов хватит на всех»

Фото – Александр Широких

Валерий Язев, президент Российского газового общества, заместитель председателя ГД ФС РФ

Сегодня популярна формула «Природный газ – топливо XXI века». Но пока она выражает не всеобщий закон, а только теорему. Из крупных мировых потребителей энергии эту теорему доказала лишь Россия. В настоящее время газ в России – это 50% первичной энергии и 70% электроэнергии. Причем газ потребляется в основном в европейской части страны. США и Европа А что в мире? В первой трети XXI века в мире быстрее всего будет расти потребление каменного угля. Доля угля в электрогенерации даже к 2035 году не опустится ниже 40%, а доля природного газа не поднимется выше 20%.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

В США 51% электроэнергии вырабатывают угольные электростанции. Эта страна обладает всеми необходимыми энергоресурсами, включая источники возобновляемой энергии. Но и к 2035 году она останется угольной – ее доля уменьшится только на четыре процентных пункта. Какие мы видим тенденции в строительстве новых энергетических мощностей? В США в период с 2010 по 2015 годы ожидается пик ввода электрогенерирующих мощностей на возобновляемой энергии. Но с 2015 года до 2035 года их дальнейший прирост будет очень незначительным. Прирост мощностей газовой энергетики, напротив, будет внушительным и будет возрастать каждые пять лет. В США

полагают, что потенциал возобновляемой энергии будет выбран очень быстро и позволит обеспечить 14% электрогенерации (а без гидроэнергетики – около 8%). Кстати, примерно такую цифру я обычно называю в своих прогнозах. На горизонте 2050 года, согласно прогнозам США, в электроэнергетике делают выбор в пользу газа. Но к 2035 году газ обеспечит лишь 25% электрогенерации. В среднесрочной перспективе наибольший прирост потребления физического объема газа будет в промышленном секторе, а самый быстрый процентный рост относительно 2008 года (в пять раз) – на транспорте. Евросоюз ориентируется на вовлечение возобновляемых источников энергии и на повышение энергетической эффективности. К 2035 году планируется довести долю возобновляемых источников энергии в электроэнергетике до 40%. На втором месте будет газ. Уголь, который сегодня в электроэнергетике Евросоюза играет ведущую роль, потеснится и уступит свое место возобновляемой, газовой и, вероятно, атомной энергетике. Но не исключено, что реальные изменения структуры электрогенерации Евросоюза будут напоминать американский сценарий – роль возобновляемых источников энергии окажется меньше ожидаемой, а природного газа и атомной энергии потребуется больше. Также очевидно расширение использования сжатого и сжиженного газа на транспорте. Возможности для сотрудничества в этом секторе очень велики. Таким образом, сегодня доказанной можно считать только часть теоремы, которую можно сформулировать так: «Газ – это топливо первой половины XXI века для Европы». Имею в виду Европу как часть света, ведь Евросоюз занимает всего 40% ее территории. Но для нас почти очевидно, что и на вторую половину XXI века газа хватит, причем не только Европе, но и остальному миру. Из этой теоремы и прогнозов развития энергетики мы можем сделать два важных вывода: первый – серьезные структурные изменения в энергетике больших мощностей происходят крайне медленно, поэтому энергетические стратегии должны разрабатываться и координироваться на международном уровне в расчете на 40–50 лет; второй вывод – Россия и Европейский союз должны более плотно и эффективно сотрудничать в газовой энергетике – от добычи до использования природного газа. Для этого мы должны увидеть энергетику будущего глазами граждан большой Европы, которые будут ее населять после 2030 года, и понять свои задачи и роли в настоящем и будущем сотрудничестве. Кстати, опубликованные результаты общественных консультаций по www.mediarama.ru

Дорожной карте энергетики до 2050 года показывают, что более 50% респондентов – граждан Евросоюза – считают главным фактором энергетической безопасности долгосрочное надежное энергоснабжение, а более 40% – развитие транспортной инфраструктуры.

www.mediarama.ru

плановый пуск второй очереди подземного газохранилища в Хайдахе (Австрия). Энергетические компании RAG (Австрия), WinGas (Германия) и «Газпром» запустили вторую очередь 19 мая 2011 года, а мощность хранилища превышает 2,6 млрд м3, что составляет примерно четверть годового объема газопотребления в Австрии. В своей ценовой политике российская газовая промышленность вынуждена учитывать исторически сложившуюся дифференциацию цен. Если в 2010 году российский газ, поставляемый в Европу, стоил в среднем $302 за ТКМ, то для стран СНГ и Балтии – $232. Цена на внутреннем рынке, хотя и увеличилась почти на 25%, оставалась ниже $80 за ТКМ. При всем желании создать на континенте единый механизм ценообразоваФото – Nord Stream

Россия: после кризиса Российский газовый сектор в период экономического кризиса продемонстрировал высокую устойчивость. Добыча газа по сравнению с 2009 годом увеличилась на 11,4% и составила 650,3 млрд м3. В 2010 году вышел на проектную мощность – 9,6 млн тонн в год – завод по производству сжиженного природного газа на Сахалине (проект «Сахалин-2»). В дальнее зарубежье «Газпром» поставил почти 150 млрд м3 газа и существенно увеличил экспорт в страны Балтии и СНГ. Объем поставленного газа вырос почти на 24%, а выручка от его реализации – на 45%. Потребление газа в России превысило 450 млрд м3. Внутренний рынок подрос в объемах газа на 6,4%. Неплохо начался 2011 год. Экспорт газа увеличился в первом квартале на 28%, причем в дальнее зарубежье – на 12%. По итогам этого года «Газпром» намерен выйти на объемы экспорта газа докризисного 2008 года. Правительственный прогноз добычи газа на 2011 год – 664 млрд м3, а экспорта – 201 млрд м3. Россия осуществляет гигантские инфраструктурные проекты. В 2010 году введено в эксплуатацию более 1300 километров магистральных газопроводов и более 2000 километров – распределительных. Практически готова газотранспортная система «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». Проложена первая нитка газопровода «Северный поток». К ноябрю по нему пойдет коммерческий газ. На полную мощность – 55 млрд м3 в год – «Северный поток» выйдет в 2012 году. Хорошо продвигается подготовка международного газотранспортного проекта «Южный поток». Россия является инициатором этого проекта и гарантирует заполнение всех четырех его ниток общей пропускной способностью 63 млрд м3 в год. Интерес к черноморскому газопроводу официально засвидетельствовали правительства и компании Италии, Франции, Австрии, Болгарии, Венгрии, Греции, Македонии, Румынии, Сербии, Словении, Хорватии и Турции. Технико-экономические обоснования участков газопровода «Южный поток» готовы в Австрии, Сербии, Словении, Хорватии и Румынии. Необходимо подготовить еще три национальных и одно морское ТЭО, а затем свести все ТЭО в одно. Также сравниваются различные варианты реализации данного проекта, включая морскую перевозку сжиженного газа через Черное море до терминалов регазификации. Как известно, в настоящее время существует несколько проектов, предусматривающих международные перевозки сжиженного газа через Черное море. Россия имеет твердые намерения участвовать в этом сегменте газового рынка.

Для транспортировки различных грузов, в том числе для энергоносителей и газоконденсата, возрождается Северный морской путь. Россия обладает самым большим флотом атомных ледоколов и намерена его расширять. Транспортировка грузов Северным морским путем, например из Мурманска в Шанхай, будет быстрее на 20 суток, по сравнению с традиционным маршрутом через Суэцкий канал. Для повышения устойчивости и надежности газоснабжения большое внимание уделяется развитию подземных хранилищ газа. К 2015 году емкость подземных хранилищ «Газпрома» в Европе будет доведена до 5 млрд м3 активного газа. Доказательством реальности наших планов и эффективности международного сотрудничества является

«На вторую половину XXI века газа хватит не только Европе, но и остальному миру»

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

добыча ния, чрезмерное ускорение процесса может привести к разбалансировке сложившихся и взаимосвязанных экономик и свести к нулю усилия по выходу из кризиса. Вспомните, какую политическую реакцию вызвала российская политика выравнивания цен на газ с европейскими в странах Балтии и СНГ. В конце 2010 года Правительство приняло решение о переходе в 2011–2014 годах на регулирование оптовых цен на газ на основе формулы цены и на поэтапное достижение в этот период равной доходности поставок газа на внешний и внутренний рынки. Для укрепления экспортных позиций осуществляется стратегия развития Восточного вектора поставок российского газа. К 2030 году доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона в структуре российского экспорта топливно-энергетических ресурсов должна быть около 27%. В связи с трагическими событиями в Японии Россия готова содействовать увеличению поставок газа в эту страну. Недавно подписано соглашение о проведении совместного технико-экономического исследования строительства вблизи Владивостока завода по сжижению газа и газохимического комплекса. Также будет рассмотрен проект создания терминала для сжатия российского природного газа и отправки его в Японию морем. Другое стратегическое направление – это развитие добычи углеводородов на шельфе России. Новые месторождения позволят восполнить снижение добычи на выработанных участках и создадут ресурсное обеспечение наших международных обязательств по долгосрочным контрактам. К 2030 году на российском шельфе будет добываться более 200 млрд м3 природного газа. Во всех шельфовых проектах принимают участие иностранные компании. Таким образом, российский газовый сектор готов к наращиванию сотрудничества на европейском континенте до уровня, обеспечивающего потребности ближайшего и отдаленного будущего.

Третий энергетический пакет Что может помешать развитию нашего сотрудничества? Какие препятствия нам нужно преодолеть или обойти? После принятия основных документов третьего энергетического пакета издано немало правовых актов в развитие единого внутреннего энергетического рынка Евросоюза. Мы понимаем, формирование его правовой базы не завершено, а правоприменение не освоено, поэтому выскажу некоторые соображения, которые представляются актуальными и уместными. После того, как руководство Евросоюза и национальные правительства создали правовой и организационный механизм устойчивого функционирования конкурентного рынка газа и электроэнергии, есть смысл рассмотреть корректирующие нормы, чтобы не потерять преимущества, которые дает долгосрочное сотрудничество, предсказуемые цены и ответственные вертикально интегрированные компании. Думаю, инвестиционная привлекательность создания новой и модернизации старой инфраструктуры для крупных ответственных компаний могла бы возрасти, если бы использовался концессионный механизм, обеспечивающий гарантированный возврат инвестиций с приемлемой прибылью и последующей передачей объекта, допустим, государственной компании. Большие инфляционные и иные экономические риски содержат исход с рынка вертикально интегрированных компаний и замену инструментов реального финансирования на производные финансовые инструменты. Именно вертикально интегрированные и крупные диверсифицированные компании в партнерстве с государством почти всегда выступали локомотивами интеграции и формирования новых отраслей промышленности. Думаю, в деле создания общего европейского энергетического пространства именно им будет отведена решающая роль.

Проблема доступа третьих лиц к трубопроводному транспорту на очередном этапе развития энергетического рынка может также иметь компромиссное решение. Мировая практика подходит к подобной проблеме более дифференцированно, вводя институт гарантирующего поставщика, который оказывает публичные услуги, несет дополнительные обязанности, но избавляется государством от ряда рисков. Кроме того, закон обязывает резервировать некоторые мощности, рабочие места и тому подобное для некоторых категорий клиентов, например, предприятий малого бизнеса. Вводимые ограничения для третьих стран должны допускать их право на обращение в международный арбитраж по урегулированию инвестиционных и торговых споров. Следовательно, критерии и процедуры принятия решений об ограничении доступа третьих стран должны быть также доработаны и утверждены на национальном и союзном уровне. Увлекаясь критикой долгосрочных контрактов, которые содержат принцип «бери или плати», можно забыть о том, что на товарносырьевой бирже работают не только «медведи», но и «быки». И можно ли считать более устойчивым рынок с большей волатильностью цен на энергоносители и преобладанием на нем несуществующего товара? Мы верим, все препятствия преодолимы, а сотрудничество взаимовыгодно. Мы с оптимизмом смотрим в будущее газовой энергетики. Газ будет востребован в XXI веке, и его запасов хватит на всех. Вовлечение нетрадиционного газа, разработка новых технологий его дальней транспортировки, повышение эффективности его энергетического использования являются убедительными аргументами для доказательства теоремы, с которой я начал. Наше сотрудничество позволит нам с уверенностью сказать не только: «Да, газ – мировое топливо XXI века», но и «Газ – это лучшее мировое топливо!» И мы вместе сделаем это!

Фото – «Газпром»

Для транспортировки энергоносителей и газоконденсата возрождается Северный морской путь. Россия обладает самым большим флотом атомных ледоколов и намерена его расширять.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

Новые технологии для индустрии пластмасс

KWH Pipe Ltd., Technology предлагает для индустрии пластмасс технологии, улучшающие производственные характеристики оборудования и изделий. KWH Pipe, Technology входит в концерн KWH Pipe Group, который является одним из ведущих мировых разработчиков и производителей пластмассовых трубных систем. Внутри глобального концерна в течение десятилетий накоплен большой капитал знаний и опыта в производстве труб и изготовлении производственного оборудования. Главное преимущество KWH Pipe, Technology заключается в глубинном понимании технологий, оборудования, материалов, потребностей клиентов и рынков пластмассовой отрасли. С 1960-х годов KWH Pipe, Technology поставляет производственные линии на условиях под ключ и отдельные технологические установки клиентам в разных странах мира. Продукция: - линии экструзии напорных труб и труб-оболочек для производства ПЭ- и ПП-труб диаметром от 16 до 1600 мм. В ассортимент входит также оборудование для выпуска труб из сшитого полиэтилена; - линии экструзии пленок – это передовые высокотехнологические решения в области экструзии и печатной техники, в т. ч. для раздува пленок до 10 слоев; - линии производства труб для теплосетей. В объем поставки входят, в т. ч., линии экструзии труб-оболочек, сборки трубных элементов и изоляции прямых отрезков труб, установки для изготовления предызолированных фитингов, а также оборудование для изоляции стыков труб на трассе и контроля качества. Обучение персонала заказчика проводится в заводских условиях в Финляндии и при пуске линий в стране заказчика; - линии непрерывного производства гибких труб в ППУ-изоляции для сетей центрального тепло- и холодоснабжения – включают в себя оборудование для непрерывного выпуска гибкой трубы и высокотехнологического непрерывного процесса заливки; - линии нанесения покрытий на стальную трубу – состоят из оборудования предварительной обработки трубы и нанесения трехслойного покрытия, включая эпоксидный праймер и нанесенные экструзией адгезионный слой и наружное ПЭ/ПП-покрытие. Последняя инновация – установка для трехслойного покрытия стыков на трассе; - для отрезки и сварки труб и фитингов больших диаметров предлагаются ленточные пилы, оборудование для стыковой и экструзионной сварки, а также приборы для контроля качества и параметров сварки для заводских и полевых условий. Реализация крупных проектов трубных линий – это проекты по разработке, проектированию и монтажу трубопроводных линий, производство длинномерных отрезков труб, изготовление труб на мобильной линии.

www.mediarama.ru

WehoCoat: новое поколение покрытия стыков в полевых условиях

Новая полуавтоматическая технология для нанесения покрытия на стыки стальных трубопроводов в полевых условиях с материалом покрытия торговой марки Borcoat будет представлена на выставке Mioge в Москве на стенде компании KWH (стенд № 2170, расположенный в Hall1, павильон 2). Крупнейшая международная нефтегазовая выставка в России «Нефть и газ» / Mioge-2011» пройдет 21–24 июня в ЦВК «Экспоцентр». После успешного применения при прокладке газопровода компании Gasum в Финляндии, осуществленной российским подрядчиком, и нанесения покрытия на несколько тысяч стыков, компания KWH Pipe Technology представит систему Wehocoat в каждый выставочный день в 11:00, 14:00 и 16:00 с одновременной демонстрацией испытания прочности на отрыв для полевых стыков с полиэтиленовым покрытием. Демонстрация тестирования прочности на отрыв подтверждает, что значения усилий для стыков будут такого же класса или даже лучше, чем заводское покрытие трубы. Аппарат испытания прочности на отрыв в полевых условиях оснащен беспроводным подключением к WLAN. Оборудование Wehocoat работает даже в условиях мороза и может эксплуатироваться в зимних условиях при температуре 23 градуса ниже ноля. Все стадии работ технологии WehoCoat автоматизированы, и робот выполняет стыки с постоянным, высоким качеством. WehoCoat особенно подходит для прокладки труб методом горизонтального бурения, пересечения дорог и других подобных применений. Техническое описание Машина WehoCoat – это оборудование, разработанное специально для экструдирования расплавленной полимерной ПЭ/ПП-пленки на место сварного шва стальной трубы для его защиты. Эта новая запатентованная система основывается на новом, разработанном компанией Borealis материале торговой марки Borcoat и машине WehoCoat, разработанной компанией KWH Pipe Technology. Данный метод нанесения покрытия на стык в полевых условиях позволяет достигать на трассе выполнения минимальных требований для стальных труб с заводским покрытием. Прочность на отрыв ~ 400 Н/см.

KWH Pipe Ltd., Technology P.O.Box 383 65101 Vaasa, Finland Tel +358 6 326 5664 Fax +358 6 326 5690 machinery@kwhtech.com www.kwhtech.com

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

добыча автомобилестроение

Штокман ищет подрядчиков В декабре 2011 года «Штокман Девелопмент АГ» должен одобрить технические и финансово-экономические решения первой фазы проекта Валерия Лапина Для России разработка Штокмановского газоконденсатного месторождения имеет важнейшее стратегическое значение – на арктическом шельфе появится новый газодобывающий регион. Реализация проекта позволит значительно увеличить поставки газа на российский и международный рынки.

Все фото – Shtokman Times

Из истории Штокмановского месторождения Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Бурение первой поисковой скважины выполнено еще в 1988 году. Штокмановское месторождение оказалось одним из крупнейших в мире. Разведанные запа-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

сы месторождения по категории С1 составляют 3,9 трлн м3 газа и 56 млн тонн газового конденсата. Интересно, что к имени профессора Владимира Штокмана название месторождения прямого отношения не имеет. Дело в том, что первые комплексные геофизические исследования проводились еще в 1981 году с борта научно-исследовательского судна «Профессор Штокман». В честь этого судна и появилось название месторождения. Глубина моря на Штокмановском месторождении составляет 320–340 м, глубина залегания газа – 1800–2500 м. По своей структуре это газовое месторождение с низким содержанием конденсата (99% газа, 1% – газового конденсата). Наблюдения за последние семь лет говорят о том, что перепады температур колеблются в пределах

Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря, в 600 км к северовостоку от Мурманска. Открыто в 1988 г. Соглашение акционеров о создании компании специального назначения «Штокман Девелопмент АГ» для разработки месторождения подписано в феврале 2008 г. Акционеры: компания «Газпром» (принадлежит 51% акций), Total – 25% акций, Statoil – 24% акций.

80–90 °С (от -50 до +33 °С). Условия реализации проекта связаны с работой в заполярном круге, с выходом на береговую часть в 120–130 км от Мурманска. Владельцем лицензии на Штокмановское месторождение, а также собственником добываемой продукции является компания «Газпром нефть шельф», 100% дочернее общество «Газ− прома». В феврале 2008 года «Газпром», Total и Statoil подписали соглашение акционеров о создании компании специального назначения – Shtokman

Development AG («Штокман Девелопмент АГ») – для реализации первой фазы проекта. В капитале компании «Газпрому» принадлежит 51%, Total – 25%, Statoil – 24% акций. С запасами в 3,9 трлн м3 газа Штокмановское месторождение станет крупнейшим в мире из эксплуатируемых в этих широтах. На ближайшие десятилетия его разработка откроет для мировой индустрии новый фронт работ – арктический шельф. Три фазы Штокмановский проект предусматривает освоение месторождения в три этапа. Объемы годовой добычи газа на месторождении будут соизмеримы с годовым потреблением газа в такой стране, как Германия. Планы реализации проекта включают поставки как трубопроводного природного газа, так и сжиженного (СПГ). Задачей первой фазы будет реализация проекта по добыче 23,7 млрд м3 газа в год. Конденсата – до 218 тыс. тонн. Освоение месторождения в три фазы предусматривает трехкратное увеличение этих цифр (до 71,7 млрд м3 газа и до 650 тыс. тонн газового конденсата в год). При этом производство сжиженного газа на первой фазе будет составлять 7,5 млн тонн в год. Совет директоров «Штокман Девелопмент АГ» подтвердил, что поставка первого трубопроводного газа должна быть начата в 2016 году. В 2017 году начнется производство сжиженного природного газа. Компания «Штокман Девелопмент АГ» отвечает за проектирование, финансирование, строительство и эксплуатацию объектов первой фазы освоения месторождения. Компания будет выступать собственником www.mediarama.ru

инфраструктуры на протяжении 25 лет с момента ввода месторождения в эксплуатацию. По завершении этого срока начнется следующий этап освоения месторождения. Предварительные работы по нему также уже ведутся: предложены основные технические решения по обеспечению экологической, технологической и пожарной безопасности всех объектов добычи и переработки газа второй и третьей фазы. Техническое решение В апреле 2011 года состоялся совет директоров компании «Штокман Девелопмент АГ», на котором были приняты принципиальные решения по дальнейшей реализации первой фазы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Техническое решение подразумевает нахождение над месторождением технологического судна типа FPU, 16 буровых скважин под водой, 6 добычных донных плит. Техническая концепция проекта основана на использовании двухфазной технологии транспортировки газа на берег, газоразделении на установке комплексной подготовки газа на берегу и, соответственно, на производстве сжиженного природного газа на заводе СПГ в районе поселка Териберка Мурманской области. Судно типа FPU – самоходное технологическое судно ледового класса, в случае ухудшения ледовой обстановки в районе добычи возможна его отстыковка. Длина технологического судна составляет порядка 320 м. Для наглядности можно сравнить его размеры со стадионом «Лужники». В самом длинном сечении диаметр стадиона составляет 314 м, судна – 320 м. Это в пять раз больше самого крупного авианесущего крейсера в РФ. Высота от палубы до верхней точки – 45 м, а высота факельной установки – 110 м. Будут использованы технологии гибких райзеров и транспортировки газа по 36-дюймовому двухниточному газопроводу двухфазного потока на берег на расстояние 550 км. Такие проекты до сих пор в мире не реализовывались. Схожий проект сейчас изучается на австралийском шельфе. Береговой комплекс размещен в Териберской бухте. Его www.mediarama.ru

Кирилл Молодцов, вице− президент по разработке ТЭО и координации со второй и третьей фазами освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения: На последнем заседании совета директоров акционеры утвердили двухфазный поток в качестве технической концепции. Как любое сложное техническое решение, оно имеет свои плюсы и минусы. Предложение, которое тщательно прорабатывалось в «Штокман Девелопмент АГ» на протяжении двух лет, аргументировано и имеет техническую обоснованность. Решение принято, значит, оно устроило всех акционеров. Начат процесс принятия единого интегрированного инвестиционного решения до конца этого года. В настоящее время у компании есть утвержденные графики работ, как до принятия инвестиционного решения, так и до начала поставок продукции – трубопроводного газа в 2016 и СПГ – в 2017 г. Сейчас одна из основных задач компании – это проведение тендеров. Не скрою, процесс достаточно сложный и многогранный, а значит, интересный. Любой российский подрядчик, который будет работать на Штокмане, получит уникальнейший опыт, который заключается в том, что таких проектов в европейской части Российской Федерации никогда еще не было. А раз не было, значит, многие технологии и процессы будут использованы впервые, это будет ноу-хау. У нас созданы рабочие группы по направлениям взаимодействия с тремя регионами – с Мурманской, Архангельской областями и Ненецким автономным округом. Рабочие группы создавались по тем направлениям, в которых было необходимо решение вопросов именно в этом регионе. Хороших результатов мы достигли в вопросах подготовки кадрового резерва для проекта. У нас уже подписаны и планируются к подписанию в ближайшее время еще несколько соглашений о сотрудничестве с вузами. Эта работа будет продолжаться. И лучшие студенты будут работать в уникальном проекте, каким и является Штокман. Еще один значимый блок вопросов – это взаимодействие с предприятиями, находящимися в регионах, и с их ассоциациями. Решаем вопросы транспортной логистики. То есть работаем над большим объемом вопросов. Одно из важных направлений социальной политики компании – развитие Териберки, где непосредственно будут вестись строительные и производственные работы. Мы постоянно информируем население региона, привлекаем его к общественным слушаниям, объясняем и демонстрируем то, как будет реализован проект, потому что мы заинтересованы в том, чтобы они здесь остались и работали. Занятость местного населения, а возможно, и приток кадров из Мурманска и других регионов, – наш приоритет. масштабы соразмерны Садовому кольцу в Москве. Общие проектные требования к заводу СПГ предусматривают, прежде всего, модульный вариант строительства завода. Сейчас завод находится на этапе детального проектирования. Модули, привозимые в Териберскую бухту морем, имеют достаточно существенные размеры и весовые характеристики. Наибольшие размеры – 50х30х30 м. Самый тяжелый блок весит

5 тыс. тонн. Сам завод является уникальным по мощности и по размещению. Понятно, что в условиях скалистых берегов это достаточно сложное решение, поэтому предстоит произвести большой объем строительных работ. Уже в декабре текущего года совет директоров «Штокман Девелопмент АГ» должен одобрить все технические и финансово-экономические решения реализации первой

фазы проекта. В пиковой нагрузке только на первой фазе планируется задействовать 2,5 тыс. сотрудников. Высшим учебным заведениям России предстоит подготовить порядка 400 высококвалифицированных специалистов, которые в дальнейшем будут работать не только на Штокмановском проекте. Приоритетом Штокмановского проекта является максимальное российское участие.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

инновации

Япония и Ливия дали шанс экономике России Инвестиции в инновации нефтегазового сектора Ежегодные прогнозы социально-экономического развития России Министерства экономического развития РФ строятся, как правило, на сценариях стоимости барреля нефти. Катастрофа в Японии и война с Ливией отразились резким скачком роста цены на нефть, которая перевалила уже за отметку в $100 за баррель. По различным оценкам, в ближайшие 2–3 года цена на нефть будет находиться в диапазоне $100–120. Мировые эксперты в связи с этим затрубили о грядущей стагнации мировой экономики. Резкий рост цен на нефть отразится ростом цен на иные сырьевые товары. Мнения российских экспертов разделились: одни говорят, что данный рост цен способствует развитию российской экономики, другие же просчитывают обратный эффект. По их мнению, спекуляция на «нефтяных» ценах лишь временно поспособствует экономическому развитию России, а потом, с падением цен, нас ожидает очередной глубокий кризис, как это было в 70-е годы, когда цена с $34 за баррель резко снизилась до $9. Сможет ли Россия правильно использовать приток денежных средств? Возможно, у нас появился еще один шанс для проведения комплексной модернизации? Как определить инновационные проекты с большим потенциалом роста? Насколько экономика страны зависит от модернизации нефтегазового сектора? ТЭК нуждается в модернизации Еще с эпохи Ельцина ведутся разговоры о формировании новой несырьевой экономики, в которой уже нет зависимости от цен на экспорт энергоресуров. Особенно в последние годы ведущие политики, бизнесмены и эксперты наперебой говорят о необходимости комплексной модернизации нефтегазового комплекса и в различных сценариях и прогнозах приводят конкрет-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

Все фото – «Региональные инновации и инвестиции»

Виктор Иванько, председатель совета директоров «Национального листингового агентства «Региональные инновации и инвестиции»

ные цифры привлечения частных и государственных инвестиций в отрасль. Вот некоторые из них: в течение последних трех лет объем инвестиций вырос почти в два раза – с 700 млрд до 1,2 трлн рублей, до 2020 года общий объем инвестиций увеличится до 15–17 трлн рублей в год. Для сравнения, объем ВВП России за 2010 год составил около 44,5 трлн руб., показатель вырос на 4% по сравнению с 2009 годом. Рост ВВП в 2011–2013 годах Минэкономразвития России прогнозирует на уровне 3,9–4,5%. Это означает, что объем привлечения инвестиций в нефтегазовый сектор будет расти быстрее экономического развития страны в целом, и вклад нефтегазового сектора в ВВП страны будет только увеличиваться.

Российский топливноэнергетический комплекс остро нуждается в модернизации. Необходима коренная перестройка устаревших производств, прежде всего добычи нефти и ее глубокой переработки, строительство новых нефтеперерабатывающих заводов. Роль государства в реализации таких проектов может быть в части создания условий для реализации новых инвестиционных проектов. На первый взгляд кажется, что инвестиции должны быть направлены в отечественные научные разработки и приобретение новых зарубежных технологий, в подготовку современных кадров. Но это стандартный подход, такие инвестиции нужны, но они долгосрочные. Эффект от них мы почувствуем

в лучшем случае в перспективе 7–10 лет. И если кризис наступит в ближайшие годы, то это отбросит нас от ожидаемых результатов еще на неопределенный период. Значит, необходимо предпринимать меры с эффектом в краткосрочном периоде, находить такие инновационные проекты, которые «выстрелят» в ближайшие 3–5 лет, создадут добавленную стоимость и помогут нам стабилизировать экономику, чтобы уменьшить зависимость от сырьевого экспорта. Необходимо найти надежные инструменты, которые помогут выявить потенциальные проекты, качественно и быстро привлечь инвестиции, а потом проследить, чтобы ожидаемые результаты были достигнуты. Задача комплексная, и одному только бизнесу с ней не справиться. Ведь, кроме поиска и инвестиций в точечные инвестиционно привлекательные проекты, необходимо способствовать комплексному инфраструктурному подходу. Инвестиции должны быть взаимоувязаны друг с другом, сбалансированы, причем не только рыночными отношениями, но и задачами государственного сектора. Первые результаты Такие механизмы уже найдены, запущены в последние 2–3 года, и сейчас уже можно проследить первые результаты. Подписано соглашение о взаимодействии институтов развития и заинтересованных организаций в сфере обеспечения непрерывного финансирования инновационных проектов на всех стадиях инновационного цикла. Соглашением предусмотрено, что одним из механизмов по поддержке инновационных компаний, предложенных сторонами, является сеть региональных специализированных упаковочных компаний. Кроме того, создана новая биржевая площадка – рынок инноваций www.mediarama.ru

и инвестиций ММВБ для проведения IPO инновационных и высокотехнологичных компаний. Региональные специализированные упаковочные компании проходят аккредитацию на этой биржевой площадке, получая статус листинговых агентов. Для создания региональных специализированных упаковочных компаний подписываются соглашения с субъектами РФ. Для привлечения инвестиций в региональные инновационные компании как через биржевые, так и внебиржевые механизмы со стороны региональной власти планируется предоставление налоговых льгот и иных преференций, а также содействие в подборе площадок для реализации проектов. Краеугольный камень практической реализации принципов частно-государственного партнерства лежит в создании механизма взращивания инновационных компаний и проектов. Создание непрерывной цепочки финансирования на всех стадиях инновационного цикла требует особого подхода к выбору схемы привлечения инвестиций

www.mediarama.ru

и зависит от стадии развития инновационной компании, знания специфики и особенностей каждой стадии. Эту функцию и взяли на себя специализированные упаковочные компании. В настоящее время национальное листинговое агентство «Региональные инновации и инвестиции» координирует работу сети многопрофильных инвестиционных операторов (региональных специализированных упаковочных компаний), которая объединяет 26 регионов РФ, а также три особые экономические зоны и два наукограда. Учитывая важность нефтегазового сектора, также было подписано соглашение с Российским газовым обществом, в рамках которого создана упаковочная компания «Финкварк», специализирующаяся на привлечении инвестиций в инновационные проекты нефтегазового сектора. В результате мы получили действенный механизм частногосударственного партнерства. При правильном развитии он может внести существенный вклад

Стадии развития инновационных компаний

в развитие инновационной экономики. Главное, что найденный механизм по своей природе бизнес-ориентированный, а это значит, что мы сможем просчитать конкретные экономические эффекты от реализации инвестиционных проектов. В рамках созданного механизма теперь

и ведущие предприятия нефтегазовой отрасли получают качественные инновационные проекты, частный капитал, поддержку со стороны государства и, при необходимости, государственное финансовое плечо в реализации инновационных проектов.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

бурение

Потери давления на движение газа и способы их уменьшения Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам жье ГКМ были попытки эксплуатации скважин по двухрядному концентрическому лифту для увеличения суточных отборов из месторождения. Дебиты скважин возрастали с 2 млн м3/сутки до 5000 млн м3/сутки. Эксплуатация велась по центральной лифтовой колонне Ду = 168 мм и эксплуатационной – Ду = 219 мм. Однако после первого «фонтана» такая технология эксплуатации на Медвежьем ГКМ была запрещена. На этапе изучения отечественного и зарубежного опыта эксплуатации газовых скважин по двухрядному лифту – центральной лифтовой колонне и кольцевому межтрубному каналу, в период 1966–68 гг. были решены основные вопросы, касающиеся управления и оптимизации работы скважин. В качестве критериев для оптимизации приняты величины: - минимально допустимого дебита, при котором гарантированно обеспечивается вынос жидкости по центральной лифтовой колонне за счет скорости потока газа; - предельно допустимого максимального дебита скважины, при котором еще не разрушается продуктивный пласт или ограничение дебита обусловлено другими геолого-техническими условиями разработки месторождения. Выполнение этих двух условий в процессе эксплуатации скважин позволяет добиться

В период 1960–75 гг. на основных газовых месторождениях СССР (Северо-Ставропольское, Пелагиадинское, Газлинское, Шебелинское и др.) закончился период постоянной добычи. Требовалось поддержать отборы газа из месторождений без строительства новых скважин. В те годы скважины эксплуатировались в основном по лифтовым колоннам Ду = 60–89мм. Требуемые годовые отборы из месторождений обеспечивались за счет уменьшения давления на входе в дожимные компрессорные станции. Одним из наиболее экономически обоснованных решений для увеличения производительности скважин могло быть уменьшение потерь давления на движение газа по стволу скважины за счет эксплуатации одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому межтрубному каналу между лифтовой и эксплуатационной колоннами.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

Устьевая обвязка скважины месторождения Медвежье. Специальная фонтанная арматура производства НПО «Нефтегаздеталь» (Воронеж)

Все фото – «Нефтегаздеталь»

Развитие проекта Эксплуатацию скважин в условиях, осложненных скоплениями воды одновременно по лифтовой колонне и межтрубному кольцевому каналу (затрубью) без ограничения или с постоянным ограничением со штуцером на затрубье, пытались применить на многих месторождениях. Каждый раз после технологической продувки в атмосферу для удаления жидкости и подключения к газосборному коллектору скважина в течение нескольких часов работала по двум каналам, а затем в лифтовой колонне образовывался гидрозатвор, и скважины продолжали эксплуатироваться уже только по затрубью. Попытки подобрать штуцер и создать условия для длительной работы скважины по двум каналам оканчивались неудачами. Скважина прекращала работу по центральной лифтовой колонне, жидкость и механические частицы породы накапливались на забое. На введенном в разработку в 70-х гг. уникальном месторождении Крайнего Севера – Медве-

наивысшего отбора газа при максимально высоком давлении на устье скважины. Функционально задача поддержания минимально необходимого дебита газа по центральной лифтовой колонне решается за счет регулирования степени открытия проходного сечения штуцера, установленного на трубопроводе из затрубья, частичного или полного открытия (перекрытия) потока газа. Для реализации новой технологии эксплуатации скважин по двухрядному лифту в СССР специалист ВНИИГАЗа Владимир Шулятиков разработал алгоритм и энергонезависимый комплекс, позволяющий оптимизировать работу газовых скважин в автоматическом режиме. Только на Ставропольском месторождении к середине 70-х гг. 25% фонда скважин были оборудованы газопневматическими управляющими комплексами, за счет работы которых дополнительная добыча газа составляла свыше 10% от общей годовой добычи из месторождения. В результате длительного опыта применения газопневматических комплексов на многих скважинах ряда месторождений была установлена большая эффективность технологии оптимизации режимов работы скважин, эксплуатация которых по техническим условиям возможна по центральной лифтовой колонне и кольцевому межтрубному каналу. В дальнейшем газопнев-

матическими комплексами были оборудованы более 150 скважин в СССР. За рубежом аналогичная технология была предложена только в начале 21-го века и получила широкое применение на месторождениях Канады. В составе Канадского комплекса (ZEDi Inc.) используются современные средства микроэлектроники, автономное энергообеспечение и др. Все средства измерения, управления, передачи информации и энергообеспечения размещают в теплоизолированном отапливаемом боксе-контейнере. Оптимизация работы скважин В сентябре 2008 года испытания технологии оптимизации работы скважин по концентрическим лифтовым колоннам начались на двух скважинах месторождения Медвежье. Для испытаний в скважинах во время капитального ремонта в лифтовую колонну Ду = 168 мм была спущена центральная лифтовая колонна Ду = 60 мм. Из-за отсутствия в России фонтанной арматуры, специально предназначенной для эксплуатации скважин по двухрядному концентрическому лифту, потребовалось разработать необходимое оборудование. На заключительной стадии разработки многих газовых месторождений эксплуатация по межтрубному кольцевому каналу использовалась в случае поступления в скважину пластовой воды, которую периодически удаляли по центральной лифтовой колонне технологическими продувками в атмосферу. Эксплуатация скважин по лифтовой колонне и затрубью без специального ограничения используется в конце периода падающей добычи сравнительно редко. Такая эксплуатация обеспечивает минимальные потери давления в стволе скважины и максимально возможный дебит газа. Однако такой способ эксплуатации применяется только в том случае, если скорость газа, как по лифтовой колонне, так и по межтрубному кольцевому каwww.mediarama.ru

налу, обеспечивает непрерывный вынос капельной жидкости и механических частиц, поступающих на забой вместе с газом. При этом отсутствуют условия для пробкообразования во всем диапазоне изменений давления в газосборном коллекторе за сутки и за квартал. На практике в период падающей добычи указанные условия не выполняются, поэтому надежность такой эксплуатации крайне мала. Как показывает практика, в нижней части ствола скважины в интервале от нижних отверстий перфорации до нижнего торца лифтовой колонны создается благоприятная ситуация для образования скоплений жидкости или механических пробок (песчаных или глинистых), даже если по лифтовой колонне и затрубью обеспечивается вынос жидкости и твердых частиц. Скопления образуются у нижних отверстий перфорации, где скорость газа всегда недостаточна для подъема частиц породы и жидкости. Особенно это проявляется в скважинах с хорошей проницаемостью и большой мощностью продуктивного пласта. Эксплуатация скважины по лифтовой колонне и межтрубному кольцевому каналу со штуцером на затрубье использовалась в период падающей добычи сравнительно часто. При такой эксплуатации на затрубье устанавливают штуцер, размер которого выбирают таким образом, чтобы по лифтовой колонне во всем возможном диапазоне изменения давления в сборном коллекторе дебит газа не снижался ниже критического дебита, необходимого для выноса жидкости по лифтовой колонне. При этом газ не поднимает жидкость по затрубью, и вся капельная жидкость, поступающая из пласта либо конденсационная, стекает вниз по кольцевому зазору к башмаку лифтовой колонны, по которой и поднимается на поверхность газом. Так как жидкости, стекающей по затрубью, приходится двигаться против потока газа, то в затрубье при определенных расходах могут образовываться висячие скопления жидкости (висячие жидкостные затворы). Особенно благоприятные условия для образования скопления жидкости имеются в местах над сужениями площади кольцевого зазора над муфтами или выше мест перехода труб меньшего размера на больший. Висячие жидкостные www.mediarama.ru

затворы существенно увеличивают потери давления в стволе скважины. Во время кратковременного случайного увеличения давления в сборном коллекторе вся жидкость, составляющая это скопление, проваливается к башмаку лифтовой колонны, и если свободный объем под башмаком лифтовой колонны небольшой, то образуется гидравлический затвор. Газ перестает

колонне в силу указанных выше условий. Т. е. такая эксплуатация либо ненадежная, либо не оптимально возможная. В течение нескольких десятилетий в процессе эксплуатации скважин на месторождениях севера Тюменской области особых проблем не возникало. Избыточные энергетические возможности и достаточное количество резервных скважин

Обеспечить стабильную и надежную работу скважин в сложившейся ситуации на протяжении ближайших 10–15 лет возможно только за счет комплексного использования на месторождениях традиционных и вновь создаваемых технологий эксплуатации скважин с применением современных компьютерных и информационных программ.

поступать по лифтовой колонне, и скважина начинает работать только по затрубью. После этого создаются благоприятные условия для образования песчаных либо глинистых пробок, прихвата труб лифтовых колонн и снижения дебита скважины. При рассматриваемом способе эксплуатации потери давления в стволе скважины составляют величину значительно большую оптимально возможной, так как размер штуцера на затрубье занижают, чтобы исключить самопроизвольное прекращение работы скважины по лифтовой

позволяли добывать запланированные объемы газа за счет использования традиционных технологий эксплуатации скважин. С середины 1990-х гг. ситуация резко изменилась: в настоящее время более половины добываемого в России газа приходится на месторождения, вступившие в период падающей добычи. С каждым годом это соотношение будет увеличиваться, а с 2020–2025 гг. значительное количество действующих скважин будет сосредоточено на месторождениях, вступивших в завершающую стадию разработки.

Авторы: к. т. н. Валерий Минликаев (начальник управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) компании «Газпром»), Дмитрий Дикамов (главный технолог управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) компании «Газпром»), Михаил Имшенецкий (главный инженер компании НПО «Нефтегаздеталь»), к. т. н. Игорь Шулятиков (старший научный сотрудник лаборатории эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений «ВНИИГАЗ»)

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

бурение

3М расширяет производство для нефтегазового сектора в России Универсальный выбор микросфер для нефтегазовой промышленности от компании 3М Екатерина Брызгалова Компания 3М разработала множество решений для нефтегазовой промышленности, которые широко применяются как российскими нефтегазовыми компаниями, так и иностранными. Одним из этих решений являются микросферы торговой марки 3М Glass Bubbles серии HGS. Технология производства полых стеклянных микросфер была разработана в лабораториях и запатентована компанией 3М в 1960-х годах и на данный момент, усовершенствованная, она активно используется множеством компаний.

Все фото –3M

Микросферы 3М серии HGS Микросферы торговой марки 3М Glass Bubbles серии HGS предназначены для создания несжимаемой однофазной жидкости с низкой плотностью. Микросфе-

ры являются однопустотными, изготовленными из натриевокальциево-боросиликатного стекла, химически инертными полыми сферическими частицами, обладающими высокой устойчивостью к давлениям, а также высокой водостойкостью и термостойкостью. Если более подробно описывать технологию микросфер торговой марки 3М серии HGS, то стоит отметить, что микросферы внутри полые – это позволяет существенно снижать плотность жидкости и раствора при добавлении в них данного материала. Кроме того, использование микросфер позволяет улучшать текучесть и снижать вязкость жидкости за счет идеальной сферической формы микросфер. Микросферы торговой марки 3М серии

Микросферы 3М Glass Bubbles серии HGS предназначены для создания несжимаемой однофазной жидкости с низкой плотностью

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

HGS обладают слабыми щелочными свойствами, что обеспечивает совместимость с большинством полимеров, а также долгий срок службы. Имея высокое соотношение прочности к плотности, микросферы устойчивы к жестким условиям в скважине, даже на больших глубинах. Микросферы торговой марки 3М Glass Bubbles серии HGS в первую очередь характеризуются такими показателями, как прочность на сжатие и абсолютная плотность. Различные марки микросфер торговой марки 3М Glass Bubbles серии HGS различаются по данным характеристикам, а также по размеру частиц. Основные отличительные черты микросфер компании 3М – это высокая прочность на сжатие при низких показателях плот-

Клиенты компании 3М: из нефтегазового бизнеса – ведущие сервисные компании («Шлюмберже», «Халлибуртон»), ведущие трубопрокатные заводы («ЧТПЗ», Волжский трубный завод и др.).

ности, а также химическая стойкость и нерастворимость в воде или углеводороде. Что касается применения микросфер, то здесь также есть большое поле для деятельности: это и цементирование скважин на месторождениях с высокими поглощениями, использование в буровых растворах при бурении на депрессии, жидкостях капитального ремонта скважин, промывочных жидкостях, а также в жидкостях глушения низкой плотности. Также микросферы активно используются при изготовлении плавучих конструкций и теплоизоляции подводных трубопроводов, которые используются при добыче на шельфе. Улучшение гидравлических характеристик достигается за счет одной характеристики, которой обладают микросферы торговой марки 3М серии HGS: в отличие от других технологий микросферы 3М являются несжимаемыми. Ведущие мировые сервисные компании давно и успешно применяют микросферы торговой марки 3М по всему миру, в том числе и на территории России. Так, например, микросферы торговой марки 3М серии HGS применялись при строительстве скважин на нефтегазовых месторождениях Средней России, Западной и Восточной Сибири. Разумеется, в мире существует большое количество альтернативных технологий, которые и в России весьма хорошо освоены. В качестве альтернативы обычно используют алюмосиликатные ценосферы, но это продукт, который получается в результате переработки отходов, – продукт золы при сжигании угля на ТЭС. И, разумеется, качество ценосфер не слишком высоко: основными недостатками ценосфер являются низкие www.mediarama.ru

показатели прочности на сжатие и нестабильность качества. Кроме того, существуют стеклянные микросферы российского производства, но они также менее прочные и не могут удовлетворить всем условиям их использования при добыче газа и нефти. До сих пор ни один из производителей не сумел освоить технологию производства микросфер, которая обеспечивала бы качество на уровне микросфер торговой марки 3М Glass Bubbles серии HGS. Главными и основными преимуществами перед конкурентами являются высокие показатели прочности на сжатие, 90% «выживаемость» микросфер при номинальном давлении, а также постоянное распределение микросфер по диаметру, что позволяет четко просчитывать плотность получения состава и его поведение во время проведения работ. Микросферы 3М Glass Bubbles серии HGS производятся во Франции на заводе в городе Tilloy-Lez-Cambrai. Также есть заводы в США и Бразилии. Помимо микросфер компания 3М производит и поставляет фильтрационные системы для фильтрации жидкостей, используемых при работе на скважине: это вода для жидкостей ГРП, жидкости для закачивания скважин, жидкости промывки и глушения скважин, вода для систем поддержания пластового давления. Кроме того, для отрасли производятся антикоррозионные материалы 3М Scotchkote и индивидуальные средства защиты труда. Антикоррозионные материалы 3М Scotchkote Впервые технология изготовления антикоррозийных материалов была разработана в лабораториях 3М более 50 лет назад. И на данный момент однослойные внешние эпоксидные покрытия имеют полувековой опыт применения, а двухслойные внешние покрытия применяются в промышленности в течение 10 лет. С одной стороны, эта технология достаточно новая, а с другой стороны – она проверена практикой. Применение этого вида покрытий растет с каждым годом благодаря более высокой стойкости этих покрытий к повреждениям по сравнению с однослойными. Помимо США и Канады наблюдается рост применения внешних двухслойных эпоксидных покрытий в странах, которые начинали с использования только внешних трехслойных полиэтиленовых покрытий (Индия, Китай, страны АТР). www.mediarama.ru

Потребителями антикоррозийной системы 3М Scotchkote являются трубопрокатные заводы и нефтегазовые операторы

Основной ассортимент порошковых материалов торговой марки 3М Scotchkote производится в России на заводе 3М в Волоколамске Московской области и является российским продуктом. Часть ассортимента производится на заводе в Англии в городе Northallerton (ранее завод E-wood). Но в планах компании 3М – расширение ассортимента продукции, производимой на заводах в России. Антикоррозийные материалы компании 3М находят достаточно широкое применение во всех областях промышленности: практически все, что подвержено коррозии, можно защитить или отремонтировать с помощью продукции 3М. Однако в большей части они направлены на улучшение результатов использования нефтегазопроводов. В основном это трехслойные и двухслойные покрытия. Кроме того, антикоррозийные материалы компании 3М широко и эффективно используют для внутреннего покрытия нефтепроводов, газопроводов, различных емкостей и резервуаров, а также для инженерного ремонта и восстановления металлических, керамических и эластомерных деталей. Говоря о преимуществах технологии антикоррозийного покрытия 3М, хочется выделить одну из уникальных технологий компании 3М. Речь идет о внешнем двухслойном эпоксидном покрытии (DFBE) торговой мар-

Свою историю компания 3М ведет с 1902 г. Именно тогда в небольшом городке штата Миннесота Ту-Харборс пять предпринимателей организовали небольшое дело – горнодобывающую компанию. Тогда компания носила весьма длинное имя: Minnesota Mining & Manufacturing Company, которое впоследствии сократили до компактного и легко запоминающегося названия 3М. За всю историю компании ученые и инженеры 3М создали множество запатентованных технологий в области клеевых составов и абразивов. Именно компании 3М принадлежат революционные изобретения клейкой ленты Scotch, магнитной ленты для звукозаписи, цветного копировального аппарата и многие другие изобретения. Годовой оборот компании составляет приблизительно $27 млрд. При этом 40% дохода компании приносят товары, которые были разработаны в течение последних пяти лет. Ежегодно компания 3М инвестирует около $1,4 млрд в научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, что дает возможность специалистам компании радовать свет новыми изобретениями – порядка 500 новых наименований каждый год. И на данный момент компания 3М выпускает более 100 тысяч наименований различных товаров, которые поставляют в 200 стран мира. Количество работников, задействованных в производстве, составляет более 85 тыс. человек по всему миру, из которых около 7 тыс. человек – исследователи, занятые разработкой новой продукции. В России компания 3М начала свою деятельность еще в 1970 гг., когда началась поставка медицинского оборудования известной марки в больницы СССР. Также государственные учреждения начали закупать различные носители информации – очень популярные в то время магнитные пленки и различные дискеты. Примерно в то же время Министерство транспорта начало импортировать светозащитные пленки, которые использовались для изготовления дорожных знаков. Одним из ярких событий в сотрудничестве СССР с компанией 3М стали Олимпийские игры, во время которых на стадионе в Москве впервые было применено тартановое покрытие для проведения соревнований по легкой атлетике. А в 1983 г. руководство компании 3М посетило Кремль в качестве лучших поставщиков высокотехнологичной продукции. Несмотря на то, что СССР и компания 3М осуществляли много совместных проектов, официальное представительство было открыто только в 1991 г., а через три месяца после этого события была создана компания «3М Россия». На данный момент компания располагает своим собственным производством, которое расположено в Волоколамске. Этот завод был открыт в 2008 г., и в настоящее время на нем производят антикоррозийные покрытия для нефте- и газопроводов торговых марок 3М Scotchkote 226N и 3М Scotchkote 226N, а также губки для мытья посуды. Данный вид продукции выбран не случайно, так как эти продукты компании 3М наиболее востребованы на российском рынке. Площадь завода в Волоколамске составляет 6000 м2, на заводе трудятся более 100 человек. Но в ближайшее время компания 3М планирует расширение своей сферы деятельности в России. В течение 2011 года специалисты компании будут трудиться над локализацией производства и установкой новой производственной линии по выпуску респираторов и продуктов для авторемонта. Также в скором времени будут определены новые регионы для строительства комплексов по производству продукции 3М.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

бурение

Антикоррозийные материалы компании 3М используют для внутреннего покрытия нефтепроводов и газопроводов

ки 3M Scotchkote 226N+ / 3M Scotchkote 8352 общей толщиной 0,8–0,9 мм. Основными преимуществами этой технологии являются снижение энергоемкости нанесения, более низкие затраты на оборудование для нанесе-

ния (по сравнению с технологией трехслойных полиэтиленовых покрытий). Технология позволяет защищать сварные стыки в полевых условиях: применение жидкого или порошкового полимерного покрытия (анало-

гичного заводскому покрытию) обеспечивает высокую надежность, безопасность и долгий срок функционирования всего трубопровода. Преимуществами использования внешних двухслойных эпоксидных покрытий 3М являются: отсутствие риска снижения адгезии между слоями вследствие монолитности эпоксидного покрытия; высокая стойкость покрытия к прорезу и сдиру (в 10 раз больше, чем у полимерных покрытий), что особенно важно при строительстве переходов методом наклоннонаправленного бурения (ННБ); сохранение токов катодной защиты в местах возможной потери адгезии благодаря тому, что внешние эпоксидные покрытия не экранируют тело трубы от токов. В течение 40-летнего опыта эксплуатации трубопроводов с таким покрытием в мире, под эпоксидными покрытиями не было обнаружено ни одного случая стресс-коррозионного растрескивания. Материал производится в России на заводе компании 3М в Волоколамске.

Микросферы 3М Glass Bubbles серии HGS имеют высокие показатели прочности на сжатие и «выживаемости» микросфер

Потребителями антикоррозийной системы торговой марки 3М Scotchkote являются большинство трубопрокатных заводов и нефтегазовых операторов (в частности, «ЧТПЗ», Волжский трубный завод, Выксунский трубный завод и др.). А самые известные проекты, на которых был применен данный материал, – «Голубой Поток», «Балтийская трубопроводная система», «Сахалин-1» и «Сахалин-2», Кенкияк – Атырау, Nord Stream, ВСТО, Атасу – Алашанкой.

Покрытие трубы внешним двухслойным эпоксидным покрытием (DFBE)

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

переработка

7 млрд тонн нефти из воздуха «Ренфорс – НТ» приступила к серийному производству установок GTL по переработке газа в жидкие углеводороды Владимир Кирячек, генеральный директор компании «Ренфорс – Новые технологии» Каждый год в мире сгорает более 150 миллиардов кубических метров попутного нефтяного газа (далее – ПНГ). Основными регионами сжигания ПНГ являются: Россия и страны Каспийского бассейна (60 млрд м3); Ближний Восток и Северная Африка (45 млрд м3); страны Центральной Африки (35 млрд м3); страны Латинской Америки (12 млрд м3). Производство синтетической нефти Неиспользуемые объемы природного газа заставляют задуматься над экономичностью расходования наших природных ресурсов. Количество «низконапорного» газа в России свыше 15 трлн м3. В его состав входят: низконапорный газ, газ с повышенным содержанием серы, газ малодебитных месторождений и другие ресурсы. Технологические потери природного газа на газоперекачивающих станциях одного только «Газпрома» составляют более 55 млрд м3/год. В то же время неиспользуемые ресурсы газа в России эквивалентны 7 млрд тонн переработанной нефти. Данные ресурсы не используются по причине отсутствия эффективных технологий и оборудования для переработки газа. Предлагаемые проекты «Ренфорс – Новые технологии» направлены на вовлечение в топливный баланс страны неиспользуемых источников углеводородного сырья. Сжигаемый на факелах ПНГ, низконапорный газ (ННГ), газ удаленных от магистральной системы месторождений, газ с высоким содер-

жанием сернистых соединений и прочих, не имеющих коммерческого интереса для монополий, источников вполне можно задействовать в энергообеспечении страны. С целью вовлечения в переработку неиспользованных ресурсов газа разработана уникальная технология GTL. GTL-технология основана на переработке газа в жидкие углеводороды химическим способом. Получаемый продукт называется синтетическая нефть, транспортировка которой в пять раз дешевле, чем транспортировка традиционного газа. Эта технология обладает огромными перспективами, ведь месторождения газа в России находятся в основном в труднодоступных удаленных местах. Чтобы добытый газ оттуда доставить потребителю, необходимо строить газопроводы. Сегодня такие проекты крайне нерентабельны. Намного выгоднее построить не газопровод, а переработать газ в синтетическую нефть, дальнейшая транспортировка которой не потребует больших затрат – она или смешивается с природной нефтью и идет по нефтепроводу, или используется обычный наливной транспорт, будь то морской, железнодорожный или автомобильный путь.

GTL-технология основана на переработке газа в жидкие углеводороды химическим способом. Получаемый продукт называется синтетическая нефть, транспортировка которой в пять раз дешевле, чем транспортировка традиционного газа. Эта технология обладает огромными перспективами, ведь месторождения газа в России находятся в основном в труднодоступных удаленных местах. Чтобы добытый газ оттуда доставить потребителю, необходимо строить газопроводы. Сегодня такие проекты крайне нерентабельны. Намного выгоднее построить не газопровод, а переработать газ в синтетическую нефть, дальнейшая транспортировка которой не потребует больших затрат – она или смешивается с природной нефтью и идет по нефтепроводу, или используется обычный наливной транспорт, будь то морской, железнодорожный или автомобильный путь.

Все фото – «Ренфорс – Новые технологии»

Инжиниринговая компания «Ренфорс – Новые технологии» основана в 2009 г. Занимается разработкой и производством оборудования для нефтеперерабатывающих комплексов и комплексов по производству альтернативных видов топлива. Генеральный директор – Владимир Кирячек.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

На данный момент компанией «Ренфорс – Новые технологии» разрабатываются проекты двух типов блочно-модульных установок GTL с объемами переработки 5 и 50 млн куб. нм/год по входящему газу, которые легко масштабируются. Рассмотрим подробнее составные части комплекса производства синтетической нефти и синтетического жидкого топлива (СЖТ) из попутного нефтяного газа. Состав типового комплекса производства синтетической нефти и СЖТ: 1. модуль первичной сероочистки газа; 2. модуль доочистки газа; 3. модуль газокомпрессорной станции; 4. реакторный блок; 5. модуль воздушнокомпрессорной станции; 6. модуль подготовки катализатора; 7. блок теплообмена; 8. модуль водоподготовки; 9. энергоблок; 10. модуль операторной. Блочно-модульные комплексы GTL позволяют перерабатывать газ в транспортабельный продукт с высокой добавленной стоимостью – синтетическую нефть. Конечный продукт переработки – синтетическое дизельное топливо стандарта Евро-4 и выше. Это топливо определено ассоциацией ASFE в качестве приоритетного моторного топлива для автомобильного транспорта. Именно применение блочно-модульных комплексов позволит достичь уровня утилизации попутного нефтяного газа в России не менее 95%. В блочно-модульный комплекс (БМК) входит блок очистки газа от сероводорода и меркаптанов. Для переработки ПНГ, имеющего в своем составе фракции СЗ и выше, в блоке конверсии предусмотрен реактор предриформинга. При наличии давления входящего газа выше 10 бар возможна работа комплексов без применения газовых компрессоров. Выход синтетической нефти из 1 нм3 газа составляет в среднем 500 г. Оборудование размещается в 20- или в 40-футовых морских контейнерах. Производительность комплекса производства синтетической нефти и СЖТ составляет от 10 до 50 млн нм3/год. Необходимая общая площадь под комплекс: на 10 млн нм3/год – 1000 м2; на 50 млн нм3/год – 3000 м2. www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

переработка Схема размещения на месторождении комплекса БМК

На правах рекламы

Можно выделить следующие преимущества блочномодульных комплексов: возможность серийного производства БМК; высокая взаимозаменяемость блоков комплекса в зависимости от состава ПНГ; быстрый монтаж комплекса на месторождении; регулирование производительности комплекса за счет количества модулей в зависимости от объема ПНГ;

адаптация к любым климатическим условиям; монтаж БМК не требует капитального строительства на месторождении. Комплекс производства электрической энергии Рассмотрим также комплекс производства тепловой и электрической энергии путем утилизации попутного нефтяного газа. Блочно-модульное энергетическое оборудование, включая модули сероочистки и осушки

Специализация компании «Ренфорс – Новые Технологии»: - разработка технологических процессов (тепломассообмен, газодинамика и др.) подготовки природного газа, попутного нефтяного газа, сланцевого газа (сероочистка, сепарация); - разработка технологических процессов производства электрической и тепловой энергии; - разработка технологических процессов производства из газа синтетической нефти и синтетического моторного топлива (газохимические процессы GTL – «газ в жидкость»); - прочностные расчеты оборудования, работающего под давлением; - документация на ремонт технологического оборудования химических, нефтехимических и газоперерабатывающих производств, работающего под давлением; - рабочая конструкторская документация на насоснотурбокомпрессорное оборудование, с выездом к заказчику для снятия эскизов с узлов и агрегатов; - рабочая конструкторская документация на технологическое оборудование для взрывоопасных технологических объектов по промышленным образцам оборудования и запасных частей. Научно-техническая продукция компании «Ренфорс – Новые Технологии»: - двухтопливные газотурбинные электростанции мощностью 1 МВт; 2,5 МВт; 4 МВт; 6 МВт; - блочно-модульные комплексы производства электрической и тепловой энергии, включая сероочистку и сепарацию газа;

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

топливного газа, мобильно и транспортабельно. Повторное использование избыточного тепла и давления газа позволяет сократить количество агрегатов в комплексе и снизить его стоимость. Таким образом, затраты нефтедобывающих компаний на приобретение и эксплуатацию энергетического оборудования снижаются в разы. Состав типового комплекса для выработки электрической и тепловой энергии: 1. сепаратор; 2. теплообменник; 3. смеситель;

- блочно-модульные комплексы производства синтетической нефти и синтетического моторного топлива; - автономные блочно-модульные комплексы производства цемента, обжига керамзита, обжига кирпича с использованием тепла выхлопных газов газотурбинных энергоустановок.

Разрешения на применение и сертификаты соответствия: - имеются разрешения на изготовление газотурбинных электростанций (ГТУ); - имеются разрешения на осуществление деятельности по изготовлению объектов котлонадзора и запасных частей для насосно-компрессорного, турбинного и ГТУ-оборудования; - имеются сертификаты соответствия Госстандарта России; - на новую технику (блочно-модульные комплексы) разрешительные документы в оформлении. Стандартное и нестандартное оборудование, машинное оборудование и запасные части из углеродистых, низколегированных и нержавеющих сталей. На данные виды продукции имеются все необходимые разрешения на осуществление деятельности по изготовлению объектов котлонадзора и запасных частей для насосно-компрессорного и турбинного оборудования. Есть сертификаты соответствия Госстандарта России на все виды продукции. Разрешения предоставляют право на изготовление оборудования, работающего во взрывопожароопасных

4. система сбора конденсата; 5. компрессор; 6. низкотемпературный вихревой абсорбер; 7. газотурбинная электроустановка / газопоршневая электростанция; 8. комплекс сероочистки. Выработка тепловой и электрической энергии производится на газотурбинных электростанциях мощностью 1, 2,5, 6 и 8 МВт. Выгоды Благодаря новым технологиям переработки неиспользуемых ресурсов газа происходит обеспечение прилегающих территорий электроэнергией и теплом.

цехах предприятий химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности.

Сепараторы газовые и воздушные, теплообменники, конденсаторы, холодильники, испарители на рабочее давление до 16 МПа (160 кгс/см2), диаметром от 273 до 2600 мм, весом до 50 тонн (в том числе и повышенной тепловой эффективности): - расширители буровые бочкообразные диаметром 400–1800 мм; - различные расходные материалы для бурового комплекса (сухари, плашки, зубья и т. д.); - токосъемные кольца; - путевые подогреватели нефти типа ПНПТ-0,63 и 1,6 мВт; - различное емкостное и нестандартное оборудование (аппараты, резервуары горизонтальные и вертикальные, емкости различных типов); - разъемные металлоконструкции различных модификаций; - газовые и воздушные сепараторы центробежные вихревые типа СМВ; - автоматизированные котельные установки типа ТКУ, работающие на попутном нефтяном газе. Колонны диаметром от 800 до 2600 мм, высотой до 30 м: - колпачковые; - ситчатые; - насадочные (тарелки к перечисленным выше типам колонн); - кожухотрубчатые с неподвижными трубными решетками;

www.mediarama.ru

Синтетическая нефть может транспортироваться по нефтепроводам и нефтеналивным транспортом. Компонентами синтетической нефти являются: дизельное топливо, бензин и керосин. Одним из главных плюсов новых технологий является возможность получения непосредственно на месторождениях синтетического дизельного топлива стандарта Евро-4. Емкость рынка блочномодульных комплексов России и Казахстана исчисляется сотнями. Увеличение количества комплексов позволит активно разрабатывать газоконденсатные месторождения, такие как Ангаро-Ленское, Ковыкта и др. А поступление в трубопровод Восточная Сибирь – Тихий океан синтетической нефти повысит качество и количество продукта и сделает более рентабельным экспорт нефти в Китай. Блочно-модульные комплексы переработки газа в стабильные синтетические продукты имеют высокий экспортный потенциал. В приобретении блочномодульных комплексов заинтересованы страны, имеющие ресурсы газа, но удаленные от рынков его сбыта. Социальные аспекты проекта следующие: эффективное использование производствен-

3D−модель завода по производству синтетической нефти

ного и трудового потенциала промышленных предприятий и высокотехнологичного машиностроения регионов России; создание условий для развития экономики и повышения инвестиционной привлекательности регионов России; создание условий для реализации научного и производственного потенциала молодых ученых в регионах России; создание новых рабочих мест; повыше-

- кожухотрубчатые с компенсатором на кожухе; - с U-образными трубами; - с плавающей головкой; - труба в трубе; - подогреватели воды сетевые; - аммиачные испарители и конденсаторы; - трубные пучки всех видов теплообменников; - крышки плавающих головок; - корпуса теплообменников.

Емкостное оборудование весом до 50 т: - емкости объемом от 2 до 100 м3 (горизонтальные, вертикальные), рабочим давлением до 16 МПа (160 кгс/см2); - воздухосборники объемом от 4 до 25 м3, рабочим давлением 0,6; 0,9; 1,6; 2,5 МПа (6; 9; 16; 25 кгс/см2). Энергетическое оборудование: - котлы-утилизаторы химических производств рабочим давлением до 10,5 МПа (105 кгс/см2); - испарительные поверхности котлов-утилизаторов. Детали трубопроводов пара и горячей воды; технологических трубопроводов химических, нефтехимических и газоперерабатывающих производств давлением до 32 МПа (320 кгс/см2): - отводы сварные, гнутые с радиусом гиба более 3,5 диаметра трубы; - переходы, тройники, оребренные трубы диаметром 73-168 мм; - компенсаторы линзовые на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2), условный проход от 200 до 2000 мм;

www.mediarama.ru

ние благосостояния населения России. Экологические аспекты реализации проекта также немаловажны. Благодаря новым технологиям произойдет снижение количества вредных выбросов в местах добычи и переработки углеводородного сырья, а также улучшение экологических условий проживания населения. Ожидаемыми результатами реализации проекта являют-

- компенсаторы сальниковые; - спирально-навитые прокладки (асбест нержавеющая лента) диаметром от 10 до 1500 мм.

Запасные части к компрессорному и турбинному оборудованию: - роторы компрессоров аммиачных, воздушных, природного газа (рабочие колеса клепаные, сварные, паяные, сварно-паяные), скорость вращения 6000– 16000 об/мин, диаметром 200–1200 мм; - уплотнения торцовые, сотовые, лабиринтные, масляные; - роторы газодувок, азотодувок, воздуходувок из углеродистой, легированной, нержавеющей сталей (рабочие колеса клепаные, сварные диаметром до 2000 мм); - роторы турбин приводов насосов (5000 об/мин) из высоколегированной стали; - подшипники опорные, опорно-упорные; - паровые уплотнения; - клапаны стопорные, регулирующие; - аппараты воздушного охлаждения лопастные (лопасти клепанные из оцинкованной стали, сварные – стальные, алюминиевые) размерами 11–20 футов; - зубчатые передачи, модуль до 8 мм, степень точности – 6; - муфты зубчатые, пластинчатые. Насосное оборудование и запасные части к нему: - агрегаты насосные водокольцевые вакуумные, используются с экструдерами в производстве кирпича, черепицы; роторы насосов для воды,

ся: увеличение нефтегазового ресурса России; создание новых рабочих мест; обеспечение энергоресурсами удаленных регионов; привлечение крупных иностранных инвестиций; экспорт нефтегазового оборудования; укрепление международного сотрудничества; развитие транспортной инфраструктуры; улучшение экологической ситуации в нефтегазодобывающих регионах России.

химически нейтральных, химически активных и агрессивных жидкостей, жидкостей с посторонними включениями, для нефтепродуктов, консольные, одноступенчатые, многоступенчатые, скорость вращения от 800 до 16 000 об/мин; - колеса рабочие к насосам с односторонним, двойным входом, сварные, герметичные, диаметром от 80 до 1500 мм; - уплотнения торцовые для водяных и химических насосов одинарные, двойные с элементами вторичных уплотнений из фторопласта, резины, материалы пар трения БСГ-30 + титан по БСГ-30 + титан; ГАКК 55-40 по ГАКК 55-40; А01500С05 по стеллиту; - роторы, рабочие колеса, уплотнения торцовые, пары трения к торцовым уплотнениям, подшипники опорные, опорно-упорные к насосам, закупленным по импорту; - ремонт химического и энергетического оборудования, роторов турбин, компрессоров, насосов с изготовлением лопаток, рабочих колес и т. д. «Ренфорс – Новые технологии»: 125252, РФ, Москва, Вторая Песчаная, 4. Тел/факс: + 7 495 411 5111. 443031, РФ, Самара, Солнечная, 79/1. Тел/факс: + 7 846 225 3571. P.O. BOX 16111 Rak, United Arab Emirates. Phone: + 971 55 8123681 E-mail: syngaz@yahoo.com www.syngaz.ru www.motorsich.ru www.synfuelenergy.com

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

транспортировка

55 млрд кубометров газа в год Уже в конце текущего года множество европейских потребителей смогут получить первый газ из России по «Северному потоку» Александр Широких выполнялись в полном соответствии с планом. Уложиться в график также помогла «зеленая» логистика компании Nord Stream, которая обеспечила наиболее эффективный и безопасный для окружающей среды график производства и доставки на трубоукладочные суда 202 тысяч 23-тонных труб с бетонным покрытием, необходимых для строительства обеих ниток газопровода. Суть концепции заключается в том, что логистические терминалы размещены таким образом, что транспортным судам не требуется перемещаться более чем на 185,2 км для того, чтобы доставить трубы к месту строительства. Трубоукладочное судно Castoro Sei итальянской компании Saipem (дочерняя компания ENI) уложило большую часть первой нитки. В настоящее время судно проходит комплексное техническое обслуживание в Турку (Финляндия). Все трубы первой нитки газопровода произведены в Германии и России и покрыты утяже-

North European Gas Pipeline Company создана компаниями «Газпром», BASF и E.ON в декабре 2005 г. с целью подготовки технико-экономического обоснования, строительства и последующей эксплуатации магистрального газопровода «Северный поток». В октябре 2006 г. переименована в Nord Stream. В 2008 г. появляется четвертый акционер – N.V. Nederlandse Gasunie, купивший у немецких акционеров по 4,5% их долей. В июне 2010 г. к проекту подключается пятый акционер – GDF Suez, также выкупивший у немцев по 4,5%. Акционеры: «Газпром» (51%), Wintershall Holding GmbH (15,5%), E.ON Ruhrgas AG (15,5%), N.V.Nederlandse Gasunie (9%), GDF SUEZ S.A. (9%). Планируемый объем инвестиций – 7,4 млрд евро. Штаб-квартира – Цуг (Швейцария). Имеет филиал в Москве. Штат – 160 человек. Управляющий директор – Маттиас Варниг. Технический директор – Сергей Сердюков. Председатель комитета акционеров – Герхард Шредер.

ляющим бетонным покрытием в Финляндии и в Германии. Каждая труба была подвергнута тщательной проверке. Последняя труба первой нитки газопровода Последняя труба первой нитки газопровода «появилась на свет» 10 ноября 2009 года в немецком городе Диллинген, где компания Dillinger Hutte GmbH произвела толстостенный стальной лист, предназначенный для ее изготовления.

8 января 2010 года на заводе компании Europipe GmbH в Мюльхайме этот лист был превращен в 12-тонную 12-метровую трубу диаметром 48 дюймов. Затем труба прибыла поездом в расположенный на балтийском побережье Германии город Мукран, где она была покрыта утяжеляющим бетонным покрытием на заводе французской компании Eupec S.A. Бетонное покрытие почти удвоило вес трубы до 23 тонн для обеспечения дополнительной стабильности на морском дне.

Все фото – Nord Stream

Первая нитка 5 мая 2011 года на дне Балтийского моря была завершена укладка первой нитки газопровода «Северный поток». Три секции, из которых состоит первая нитка, будут соединены между собой прямо на морском дне в водах Финляндии и Швеции летом текущего года. Уже построены береговые пересечения в России и Германии. Осталось всего лишь около полугода до того момента, как европейские потребители получат первый природный газ, пришедший к ним по «Северному потоку». Компания Nord Stream завершила строительство первой из двух ниток газопровода в соответствии с графиком – за 13 месяцев. И это несмотря на чрезвычайно сложные погодные условия Балтийского моря, которые вынуждали делать незапланированные перерывы в работе. В любой момент времени в различных частях акватории Балтики на проекте работало не менее 30 судов, и все работы

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

11 апреля 2011 года труба доставлена на складской терминал компании Nord Stream в городе Слите на шведском острове Готланд. Здесь она ожидала своей очереди и 3 мая 2011 года была вывезена в море для погрузки на трубоукладочное судно Castoro Sei, оператором которого является итальянская компания Saipem S.p.A. Странствие последней трубы первой нитки газопровода «Северный поток» завершилось 4 мая, когда ее подали на монтажную линию трубоукладочного судна, обработали и приварили к другой трубе, а ее торец закрыли специальной заглушкой. Затем двухтрубную плеть длиной 24 м соединили с основной плетью газопровода и уложили в точно заданную позицию на морском дне – на километровой отметке 674, т. е. на расстоянии 674 км от начальной точки газопровода на российском берегу и рядом с первой трубой, уложенной судном Castoro Sei в апреле 2010 года. Вторая нитка После техобслуживания в Финляндии трубоукладочное судно Castoro Sei возобновит работы по укладке второй нитки, завершение которой запланировано на весну 2012 года. Судно Solitaire компании Allseas будет осуществлять укладку аналогичного отрезка второй нитки в Финском заливе. Планируется, что газопроводная система, состоящая из двух ниток, выйдет на проектную мощность в четвертом квартале 2012 года. После завершения строительства обеих ниток в конце 2012 года «Северный поток» сможет транспортировать из России в Европу 55 млрд м3 газа в год, что достаточно для обеспечения 26 млн домохозяйств. По словам управляющего директора компании Nord Stream Маттиаса Варнига, ни один из других планируемых газопроводов производительностью более 10 млрд м3 не будет введен в эксплуатацию раньше 2015 года. Финансирование Бюджет «Северного потока» составляет 7,4 млрд евро. Немало. На вторую фазу строительства «Северного потока» 30% средств выделяют акционеры, остальные деньги привлекаются на международных финансовых рынках. В строиwww.mediarama.ru

тельстве второй ветки газопровода примут участие 24 международных банка. После того, как в 2008 и 2010 годах к проекту присоединились два новых акционера – голландский Gasunie и французский GDF Suez, доли среди акционеров распределены следующим образом: 51% принадлежит «Газпрому», по 15,5% – немецким компаниям Wintershall Holding (дочерняя компания BASF) и E.ON Ruhrgas (дочерняя компания E.ON), по 9% – Gasunie (Нидерланды) и GDF Suez (Франция). E.ON Ruhrgas приобретает природный газ в России уже 30 лет и является крупнейшим иностранным акционером «Газпрома» (6,4%). Примечательно и очень важно для Европейского союза, что столь дорогостоящий проект реализуется за счет частных инвесторов, а не средств налогоплательщиков. По словам Маттиаса Варнига, в связи с землетрясениями и цунами в Японии и повальными государственными переворотами в Северной Африке, актуальность прямого газопровода между Европой и Россией возрастает многократно. «Северный поток» позволит улучшить энергобезопасность Европы минимум на ближайшие 50 лет.

Подрядчики Немаловажным фактором в успехе «Северного потока» стали и бизнес-партнеры и подрядчики проекта. Основные контракторы выбирались путем тендеров. В основном это были европейские компании, среди которых Маттиас Варниг выделяет Saipem (Италия, трубоукладка), Eupec PipeCoatings (Франция, покрытие для труб). Непосредственно производством труб для строительства второй линии газопровода занимались три компании, отобранные из шести участников тендера: Europipe (Германия), Объединенная металлурги− ческая компания («ОМК») и Sumitomo (Япония). В общей сложности три компании произвели 1 млн стальных труб для второй линии «Северного по-

тока». При этом 65% заказа получила Europipe, 25% – «OMK» и 10% – Sumitomo. Напомню, что для первой линии газопровода 75% труб произвела Europipe и 25% – Выксун− ский металлургический завод («ВМЗ»), входящий в состав «ОМК». Тогда «ВМЗ» изготовил более 260 тыс. тонн труб диаметром 1220 мм с толщиной стенки 30,9, 34,6 и 41,0 мм из стали класса SAWL 485 IFD (X70). Трубы с толщиной стенки 41 мм – уникальные по своим характеристикам трубы, выдерживающие давление в 220 атмосфер. Всего для первой и второй очереди строительства газопровода Nord Stream на «ВМЗ» было произведено более 460 тыс. тонн труб большого диаметра. Europipe, крупнейший производитель труб в мире, изготовил для Nord Stream около 990 км

Основные цифры проекта «Северный поток» Маршрут Длина Пропускная способность Потребители Бюджет Максимальная глубина воды Диаметр Проектное давление Толщина стенок Ресурсы

Выборг–Грайфсвальд 1224 км 55 млрд куб. м в год (2 линии x 27,5) 26 млн домохозяйств 7,4 млрд евро 210 м 1153 мм 220/200/177,5 бар 26,8–41 мм Южно-Русское нефтегазовое месторождение, полуостров Ямал, Обско-Тазовская губа и Штокмановские месторождения

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

транспортировка (антифрикционным) покрытием с целью улучшения характеристик рабочей поверхности. Трубопровод будет оснащен антикоррозионным полиэтиленовым покрытием толщиной 4,2 мм и бетонной «рубашкой» толщиной от 60 до 110 мм, дополнительный вес которой укрепит трубу на дне моря. Для противодействия выталкивающей силе (плавучести) необходимо использовать приблизительно одну тонну бетона на один метр трубы. Длина каждой трубы составляет 12 метров. Технологии По проекту, разработанному Nord Stream AG, морской газопровод протяженностью 1224 км способен работать без промежуточных компрессорных стан-

(860 000 тонн) труб для первой линии и около 850 км (714 000 тонн) труб большого диаметра для второй линии. Все трубы покрывались внутри и снаружи на производстве дочерней компании Europipe – Muelheim PipeCoatings. Толщина стенок – от 26,8 до 41 мм. При производстве труб для газопровода Nord Stream ис-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

ций и состоит из трех секций с различной толщиной стенки, соответствующей различным уровням рабочего давления внутри газопровода на протяжении всего маршрута из России в Германию. Соединение этих секций будет осуществляться под водой в двух точках: весной в Финском заливе на глубине около 80 м и летом у побережья шведского острова Готланд на глубине около 110 м. Первая, российская, секция (от 0 км до 297 км), идущая от Выборга, лежит в Финском заливе и имеет самое высокое давление – 220 бар. Толщина стенки на этом участке газопровода, как следствие, самая большая – 34,6 мм. Во второй, центральной, секции (от 297 км до 675 км) про-

пользуется высококачественная сталь типа X70 с тройным покрытием. Толщина стенок трубопровода составит 26,8–41 мм в зависимости от давления на различных участках трассы. Давление снижается по мере приближения к немецкой стороне газопровода до 170 бар. Внутренняя поверхность труб будет обработана гладкостным

www.mediarama.ru

ектное давление составит 200 бар, для чего требуются трубы 30,9 мм. Третья секция, юго-западная (от 675 км до 1224 км), – самая длинная. Она пролегает на 549 км, рассчитана на давление в 170 бар, что позволило уменьшить толщину стенки до 26,8 мм. Первая и вторая секции соединены между собой весной 2011 года на глубине около 80 метров под водой. Вторая и третья секции будут соединены летом этого года на глубине примерно 110 метров. Подводная сварка, как правило, занимает около недели. Каждая из трех секций будет подвергнута тщательной калибровке и гидравлическим испытаниям на прочность до соединения в единую плеть и стыковки с береговыми пересечениями в России и Германии. Пусконаладочные работы по первой нитке начались в соответствии с графиком. Для первой и второй секций первой нитки калибровка и гидравлические испытания на прочность уже успешно завершены. В ближайшее время начнутся гидроиспытания третьей секции. В точке берегового пересечения в Германии все трубоукладочные работы завершены и успешно проведены гидроиспытания. На береговом участке газопровода в России испытания на прочность запланированы на конец мая – после завершения всех монтажных работ. Вся система целиком будет дополнительно подвергнута тщательным испытаниям до ввода в эксплуатацию в четвертом квартале 2011 года.

тельных 40 млн евро на программу комплексного экомониторинга. В рамках данной программы будут проводиться измерения по 16 параметрам окружающей среды, в том числе температуры воды, концентрации соли и др., примерно в 1000 точках отбора проб в ходе строительства и первых трех лет эксплуатации. Маттиас Варниг отмечает, что по ряду показателей фактическое воздействие на окружающую среду оказалось даже ниже, чем прогнозировалось в ходе прове-

дения экологической оценки. На Балтийское море не было оказано никаких негативных эффектов. Эстонское министерство окружающей среды также подтвердило, что никакого ущерба морской, окружающей Эстонию среде не нанесено. «Северный поток» имеет длину 1224 км, что делает его одним из самых длинных морских трубопроводов в мире. Он состоит из двух параллельных морских линий от российских месторождений в Европу, а также допол-

нительного маршрута для транспортировки газа. Данный проект «европейского интереса» по сути инфраструктурный. Он сможет передавать 55 млрд м3 газа в год, что позволит 26 млн европейских семей готовить еду и отапливать дома и при этом не нарушит европейских планов по охране окружающей среды. На сегодня это крупнейший успешный проект российскоевропейского сотрудничества. Будем надеяться, не последний...

Безопасность и охрана окружающей среды Один из факторов успеха проекта «Северный поток» заключается в том, что с самого начала его реализации приоритетной задачей было обеспечение технической и экологической безопасности. Каждый метр газопровода скрупулезно планировался. Nord Stream инвестировала более 100 млн евро в изучение окружающей среды, планирование трассы и разработку маршрута. Специалистыгеофизики изучили более 40 000 километров Балтийского моря. Более того, Nord Stream готова поделиться своими исследованиями с учеными и теми, кто занимается сохранением и улучшением Балтийского моря. В мае 2011 года было принято решение о выделении дополниwww.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

торги

В России появилась новая форма биржевых торгов – редукцион «АЕ Трейд Холдинг» реализует новый для российской биржи тип торгов Антон Ерохин, генеральный директор управляющей компании «УК АЕ Трейд»

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

ценами, и в результате цена товара растет. Естественно, что в ходе торгов может сложиться обратная ситуация, когда под действием низкого спроса продавец снижает цену товара, и сделки заключаются по ценам ниже первоначального предложения. Проведение биржевых торгов в режиме двустороннего встречного аукциона потенциально позволяет определить цену товара, соответствующую текущему уровню спроса и предложения на рынке. При этом по итогам торговой сессии цена может вырасти, снизиться или не измениться.

Все фото – «АЕ Трейд Холдинг»

В конце марта на бирже СПбМТСБ состоялся первый редукцион (аукцион «на понижение»), в ходе которого брокерская компания «АЕ Трейд Холдинг» закупила для своего клиента топочный мазут. Это новый для российского биржевого рынка тип торгов. Ранее основной объем продаж нефтепродуктов приходился на двусторонний встречный аукцион (он же – просто биржевые торги), а также на аукционы «на повышение», ежемесячно проводимые «ТНК−ВР». У редукционов есть как минимум две многообещающие сферы применения. Первая – закупки нефтепродуктов госкомпаниями на биржах. Вторая – организация тендеров по закупке топлив крупными потребителями. В конце мая «АЕ Трейд Холдинг» провел на СПбМТСБ еще один успешный редукцион по закупке мазута, значит, новая форма торгов набирает популярность. Более широкое распространение аукционов «на понижение» на биржевом рынке создаст еще один индикатор в дополнение к доступным сейчас – ценам сделок на биржевых торгах, а также сделок в ходе аукционов «на повышение». Кроме того, результаты аукционов «на понижение» наглядно продемонстрируют, какие скидки готовы предоставить продавцы и на какие условия оплаты продукции они согласны. Для крупных потребителей нефтепродуктов аукционы «на понижение» на биржах – это возможность сдержать рост затрат на топливо, доступность клиринга и минимизация рисков, связанных с ненадлежащим исполнением поставщиком взятых на себя обязательств. Биржевые торги нефтепродуктами в России в настоящее время проводятся в нескольких режимах: двусторонний встречный аукцион, односторонние аукционы «на повышение» или «на понижение», а также «адресные» сделки.

«Невидимая рука рынка» Двусторонний встречный аукцион наиболее распространен и является основным режимом торгов на СПбМТСБ, НП МБНК и бирже «Санкт-Петербург». В 2010 году из 7,87 млн т реализованных на биржах нефтепродуктов 7,56 млн т, или 96,1%, было продано в ходе двустороннего встречного аукциона. По количеству сделок этот режим торгов также был основным в 2010 году: из 18,8 тыс. сделок 18,6 тыс., или 98,7%, заключено в ходе двусторонних встречных аукционов. К двусторонним встречным аукционам относятся торги, когда несколько участников подают заявки на покупку и продажу одного и того же товара, а сделки заключаются по пересекающейся цене (то есть цены в заявках на покупку и продажу

совпадают либо цена спроса превышает цену предложения). В рамках двустороннего встречного аукциона цены сделок изменяются в зависимости от баланса спроса и предложения в ходе торгов – «невидимой руки рынка». Стремясь обеспечить себя объемами востребованного продукта, покупатели выставляют заявки с более высокими

Вы по «адресу»! Согласно правилам торгов товарных бирж, «адресная» сделка – это сделка, заключенная на основании «адресной» заявки при наличии пересекающейся встречной «адресной» заявки. Совершение таких сделок допускается правилами биржевых торгов, при этом заявка на «адресную» сделку должна содержать ссылку на контрагента, которому адресовано предложение. Иными словами, сделка является «адресной», если она заявлена как «адресная» ее сторонами. Такими «адресными» сделками за 2010 год продано 28,8 тыс. т нефтепродуктов, что составило лишь 0,4% от суммарного объема торгов. При этом в прошлом году заключено всего 10 «адресных» сделок. Это мизер применительно к объему торгов и количеству сделок за 2010 год.

«АЕ Трейд Холдинг» является брокером Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи, Биржи Санкт-Петербурга, Межрегиональной биржи нефтегазового комплекса. Также является биржевым брокером Черниговского миниНПЗ и независимого производителя масел и присадок НПП «Квалитет». Является членом Московской торгово-промышленной палаты и обладает брокерской лицензией ФСФР № 1524. Впервые в истории биржевых торгов в России компания «АЕ Трейд Холдинг» выступила организатором редукциона по закупке нефтепродуктов на бирже. Закупка нефтепродуктов методом редукциона осуществляется для нужд предприятий химического холдинга «Фосагро» и для крупнейшего металлургического холдинга «Северсталь». Генеральный директор управляющей компании «УК АЕ Трейд» – Антон Ерохин.

www.mediarama.ru

Правилами торгов не запрещается продавать нефтепродукты на специфических базисах – ж/д-станциях, терминалах и нефтебазах. Такие сделки не заявляются как «адресные», при этом их нерыночный характер выдают крупный объем, весьма привлекательная цена, а также заключение «на счет три» – сделка мелькает в торговом терминале, хотя до нее не отображаются ни предложение, ни спрос. Количественно оценить объем продаж нефтепродуктов такими сделками весьма сложно. Смысл совсем не в том, объявлена сделка как «адресная» или она заранее согласована и совершена в адрес конкретного контрагента без соответствующего упоминания в отчете о торгах. Важно то, что эти объемы нефтепродуктов не предназначены для свободного рынка, соответственно, цены таких сделок не отражают баланс спроса и предложения на рынке. «На вырост» Односторонний аукцион «на повышение» – сравнительно распространенный режим торгов. В 2010 году «ТНК-ВР» продала в рамках аукционов «на повышение» 277,2 тыс. т нефтепродуктов, из них немногим более половины пришлось на автомобильный бензин, остальное – на дизельное топливо. «ТНК-ВР» до недавнего времени проводила аукционы на СПбМТСБ в конце месяца, предшествующего месяцу поставки предлагаемых нефтепродуктов. Стартовые цены компания объявляет во второй половине дня, предшествующего аукциону. В последние месяцы «ТНК-ВР» реализует на аукционах нефтепродукты неделимыми лотами по 1,08 тыс. т – это крупный объем, однако он близок к верхней границе типичной спотовой партии топлива, торгуемой на рынке России. Ранее производитель варьировал размер лота от 0,9 до 3,06 тыс. т, и в ряде случаев крупные лоты не были востребованы покупателями. Так, в апреле, июле и октябре 2010 года «ТНК-ВР» продавала на аукционе 16,6–18,7 тыс. т нефтепродуктов, хотя в лучшие месяцы компании удавалось реализовать свыше 40 тыс. т топлива. В I квартале 2011 года «ТНКВР» продала на аукционах 94 тыс. т нефтепродуктов. Худшим месяцем в отношении объема торгов был январь, хотя www.mediarama.ru

это отчасти можно списать на сезонное сокращение спроса на моторные топлива на внутреннем рынке. В феврале компания реализовала на аукционах 32,4 тыс. т нефтепродуктов, а в марте – уже 41 тыс. т. Структура продаж нефтепродуктов в ходе различных режимов торгов в 2010 году

В последние месяцы результаты аукционов воспринимались участниками рынка в качестве ориентиров в отношении цен и ситуации на рынке в следующем месяце. «ТНК-ВР» в мае 2011 года решила не проводить аукцион «на повышение» и организовала его 8 и 9 июня. По всей видимости, компания не желала, чтобы результаты ее аукциона стали ценовым ориентиром на фоне сложностей на российском рынке автобензина. Основной негатив, связанный с аукционами «на повышение», заключается в доминировании market-view продавцов над взглядами покупателей на рынок и цены. Аукцион «на повышение» позволяет нефтяной компании сформировать платежеспособный спрос на следующий месяц и задать ценовые ориентиры для спотового рынка. В лучшем случае компания сможет реализовать весь выставленный объем существенно дороже по сравнению со стартовыми ценами, а в худшем – продаст только часть, но не дешевле стартовых цен. При этом никто не мешает продавцу экспортировать нереализованный товар, отгрузить его на собственные нефтебазы либо реализовать на спотовом рынке России. Все это лишь подчеркивает сложившуюся специфику российского рынка нефтепродуктов, участники которого давно смирились с более твердыми позициями производителей.

Кто ниже? Односторонний аукцион «на понижение», или редукцион, – новая форма торгов на российском биржевом рынке. Первый такой аукцион состоялся 23 марта 2011 года на бирже СПбМТСБ. Аукцион провела брокерская компания «АЕ Трейд Холдинг» в интересах своего клиента – УК «ФосАгро АГ». На аукционе брокер закупил для клиента 3,06 тыс. т малозольного мазута М-100 V-вида на станции Титан Октябрьской ж/д (ст. назначения). «АЕ Трейд Холдинг» объявил стартовую цену мазута на уровне 11 400 руб./т на ст. Титан. В аукционе приняли участие три продавца, а победитель предложил цену 11 150 руб./т, по которой и была заключена сделка. Аукцион, проведенный «АЕ Трейд Холдингом», имеет два отличия от «привычного» аукциона «на повышение». Во-первых, брокер провел аукцион по закупке продукции, а не по ее продаже. Во-вторых, предметом торгов стал топочный мазут, а до этого на аукционах реализовывались только автомобильный бензин и дизельное топливо. Основное преимущество аукциона «на понижение» как типа торгов для потребителей – в фиксированной максимальной цене товара. Если не рассматривать крайний случай, когда предложенная покупателем цена не Структура сделок с нефтепродук− тами в ходе различных режимов торгов в 2010 году

устроит ни одного продавца, то потребитель либо приобретет топливо по стартовой цене, либо сможет добиться некоторой скидки. Аукционы «на понижение» могут сдержать рост затрат на топливо у крупных компаний, ведь увеличение затрат на топливо является одним из слагаемых потребительской инфляции. В конце мая «АЕ Трейд Холдинг» провел на СПбМТСБ еще один успешный редукцион по

закупке мазута для УК «ФосАгро АГ». Брокер закупал топливо на ст. Титан и Апатиты в объеме 1,62 тыс. т на каждом базисе. Стартовая цена мазута была объявлена на уровне 11 250 руб./т для обоих базисов поставки. Топливо на ст. Титан закуплено по 11 050 руб./т, что на 200 руб./т дешевле по сравнению со стартовой ценой. На ст. Апатиты «АЕ Трейд Холдинг» закупил топливо по 9980 руб./т, что на 1270 руб./т дешевле стартовой цены. Редукцион в потенциале Аукционы «на понижение» должны стать широко распространенной формой торгов на российском биржевом рынке. Одной из возможных сфер применения редукционов являются закупки нефтепродуктов на биржах госкомпаниями, органами исполнительной власти и унитарными предприятиями. Сейчас эта группа покупателей не имеет права приобретать нефтепродукты на биржевых торгах, но в скором времени законодательные ограничения могут быть сняты, и на биржах появятся госзаказчики и их уполномоченные брокеры. Ожидается, что участие госзаказчиков в биржевых торгах будет регламентировано в российском законодательстве. В частности, в специальном постановлении Правительства может быть определен объем закупки нефтепродуктов госзаказчиками на биржевых торгах. Также постановлением Правительства возможно уточнить формы организации торгов, в ходе которых госзаказчики смогут закупать нефтепродукты на биржах, ограничив этот перечень аукционами «на понижение» и двойным встречным аукционом либо только редукционами. Так государство могло бы поспособствовать более широкому распространению аукционов «на понижение» на российском биржевом рынке. Еще одна сфера применения – перевод в электронное русло ежемесячных тендеров по закупке нефтепродуктов. В настоящее время многие крупные потребители топлив проводят тендеры по закупке нефтепродуктов на внебиржевом рынке. Такие же тендеры можно организовать на биржах в форме аукционов «на понижение». В пользу редукциона на бирже – наличие полноценного клиринга и минимизация рисков, связанных с недобросовестным исполнением обязательств контрагентом.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

безопасность

Риск под контролем Системы безопасности в соответствии с требованиями SIL и Ex Александр Рябчинский, к. т. н., руководитель группы технической поддержки компании «Феникс Контакт РУС» На всех стадиях существования ответственных производств и установок, от проектирования до их эксплуатации, вопросы, связанные с обеспечением необходимого уровня функциональной безопасности (SIL) и взрывобезопасности (Ex), занимают одно из главных мест. Причина этого понятна. Отказ машин, механизмов или программного обеспечения может привести к самым серьезным последствиям, особенно в оборудовании, которое функционирует в потенциально взрывоопасной атмосфере. Соответствие требованиям этих стандартов (Ex и SIL) является важнейшим из требований к устройствам и компонентам, предназначенным для систем безопасности технологических процессов. Три-четыре года назад около 5% искробезопасных цепей должны были соответствовать требованиям SIL. В настоящее время эта цифра увеличилась примерно до 20%. В то же время стандарт МЭК 61511 «Функциональная безопасность. Приборные системы безопасности для технологических процессов в промышленности» рекомендует в приложениях, предназначенных для обеспечения безопасности, всегда использовать искробезопасное оборудование, соот-

ветствующее SIL, если это возможно. Достигнуть абсолютной безопасности невозможно, но возможно максимально снизить риск при возникновении нештатных ситуаций. Различные опасные факторы и оценка рисков В то время как стандарт МЭК 61508 является руководящим документом для производителей оборудования, МЭК 61511 предназначен для тех, кто проектирует и затем эксплуатирует системы безопасности технологических процессов в нефтяной, газовой, химической промышленностях. Когда технологи, специалисты по безопасности производства и инженеры выполняют оценку опасных факторов и рисков, то они определяют, насколько производство или система представляет опасность для персонала. Существует определенный порядок проведения анализа рисков, но на практике оценка функциональной безопасности и степени взрывозащиты производится одновременно. В результате определяется необходимый уровень уменьшения рисков в целях минимизации опасности до приемлемого уровня. При использовании или производстве горючих веществ и

Диаграмма рисков с результатами выбора уровня SIL

материалов осуществляется проверка концентрации этих веществ в воздухе, определяется присутствие взрывоопасных веществ в количестве, достаточном для создания взрывоопасной атмосферы. Затем потенциально опасные области делятся на зоны, в зависимости от частоты и вероятности возникновения взрывоопасной атмосферы, а затем выбирается соответствующий вид взрывозащиты. Выбор видов взрывозащиты совместно с проведенной оценкой рисков являются основой для определения уровня функциональной безопасности (SIL). Снижение риска в системах безопасности производственных процессов При анализе рисков определяются эффекты, которые могут возникнуть в случае аварийной ситуации, в соответствии с определенным уровнем SIL. Кроме того, принимаются во внимание частота и вероятность возникновения такой ситуации. В МЭК 61511-3 приводятся различные методы анализа рисков, но один из наиболее часто используемых методов – это диаграмма рисков. При создании системы безопасности производства или

установки используется инструментальная система безопасности (Safety Instrumented Systems (SIS), в которой каждый элемент по обеспечению безопасности в случае неисправности должен перейти в безопасное состояние, например, безопасное отключение. Все компоненты, использующиеся в SIS, должны соответствовать SIL и в случае отказа переходить в гарантированно безопасное состояние. Получается, что мероприятия на основании анализа рисков в отношении обеспечения взрывозащиты по умолчанию не способствуют снижению рисков в соответствии с SIS, но поскольку они также выполняют функции безопасности, то должны рассматриваться как часть SIS. Рассмотрим пример, когда технология производства требует смешивать различные химические вещества. Машина, которая осуществляет смешивание, имеет несколько датчиков уровня для контроля заполнения емкости в соответствии с требованиями технологии. Сама емкость, а также подходящие к ней и отходящие от нее трубы герметичны и не имеют мест для утечек взрывчатых веществ. Однако в емкости присутствует технологический трубопровод, через который в исключительных случаях проИскробезопасные барьеры серий PI-Ex и MACX MCR Ex

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

изводится ее заполнение, т. е. в этом месте при определенных условиях возможна утечка взрывоопасных веществ. В целях снижения риска взрыва область около трубопровода для ручного заполнения классифицируется как взрывоопасная зона 1, так как взрывоопасная атмосфера может здесь присутствовать кратковременно в процессе нормальных режимов работы установки. Датчики контроля концентрации вредных газов в районе емкости позволяют регулировать систему вентиляции, но не исключена возможность появления взрывоопасных газов в некоторых случаях, в результате какихлибо аварийных ситуаций. На основании этого помещение классифицировано как взрывоопасная зона 2.

Все применяемые устройства должны иметь тип взрывозащиты «искробезопасная цепь», за исключением двигателя, который должен обладать защитой вида «повышенная безопасность». Датчики уровня измеряют параметры в зоне 0, поэтому будут иметь исполнение Ex II 1 G Ex ia. Все устройства, расположенные в зоне 1, такие как соединительная арматура, клаwww.mediarama.ru

Оценка рисков на примере дисперсионной установки

паны, должны соответствовать EX II 2 G Ex ib, а остальные устройства, расположенные в зоне 2, должны как минимум соответствовать EX II 3 G Ex n, а лучше – EX II 3 G Ex ic. Дополнительные искробезопасные датчики, установленные на емкости для указания максимального и минимального уровня, получают свои значения из зоны 0 и, в зависимости от исполнения, должны соответствовать Ex II 1 G Ex ia или EX II 1/2 Ex ia. В соответствии с концепцией обеспечения безопасности предаварийный сигнал появится в случае превышения максимального уровня, а закрытие впускного канала предотвратит выброс опасных веществ. В случае снижения уровня ниже минимальной отметки двигатель смешивающего механизма отключится, тем самым удастся избежать работы на сухом ходе и предотвратить его нагрев до температуры, способной инициировать воспламенение взрывоопасной атмосферы. В случае повышения концентрации газа активизируется система вентиляции и осуществляется звуковое оповещение персонала с просьбой покинуть помещение или запретом входа в него.

Все SIS−компоненты должны соответствовать SIL2 Основываясь на описанной ситуации, мы можем определить по диаграмме рисков соответствующую категорию SIL. В выбранном примере аварийная ситуация может привести к гибели людей. Как правило, только один человек находится во взрывоопасной зоне, но в случае аварии там может находиться несколько человек для устранения аварии или они могут пострадать при взрыве большой мощности. Это обозначает, что ситуация соответствует классификации Cc. Присутствие людей во взрывоопасной области достаточно редкое, что соответствует классификации FA. Обслуживание объекта осуществляется квалифицированным персоналом, однако при определенных обстоятельствах возможна недостоверная оценка количества взрывоопасной смеси, но эту опасность можно предотвратить путем ручного вмешательства (PB). По диаграмме рисков мы получаем соответствие уровню SIL3, но так как меры по предотвращению взрыва уже приняты в виде выбора соответствующих типов взрывозащиты, то вероятность возникновения взрыва низкая и достаточно соответствия уровню SIL2.

Широкая продуктовая гамма искробезопасных барьеров Требования к оборудованию при проектировании систем безопасности SIS постоянно возрастают, поэтому Phoenix Contact именно с учетом таких типов приложений предлагает широкий ассортимент устройств и оборудования, сертифицированного в соответствии с требованиями SIL и EX одновременно. Примером такой продукции может служить силовая электроника, такая как пускатели семейства Contactron (управление двигателем) и искробезопасные барьеры, соответствующие уровню SIL2 или SIL3. Линейка искробезопасных барьеров включает в себя две серии, а именно – PI-Ex, представляющие собой вставные электронные модули, устанавливаемые в индивидуальные базы, или групповые платы, объединяющие до 16 каналов, а также серию MACX MCR Ex, включающую в себя узкие индивидуальные модули шириной всего 12,5 мм. Инновационные искробезопасные барьеры Phoenix Contact с трансформаторной гальванической развязкой всех цепей не только соответствуют жестким требованиям по обеспечению взрывозащиты, но и разработаны и сертифицированы для использования в проектах с высокими требованиями к функциональной безопасности.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

безопасность

Оптоволокно против криминала, утечек и смещений «Омега» обеспечивает безопасность нефтепроводов «Транснефти» Екатерина Брызгалова

Все фото – «Омега»

Фиксация кабеля относительно смещения насыпи Третье направление, которое активно разрабатывает компания «Омега», – это мониторинг пространственного смещения объекта. В декабре 2010 года прошли первые испытания этой системы, в ходе которых выяснилось, что СМПО способна распознавать смещение датчика на два-три сантиметра. Это очень важно, так как трубопроводы по разным причинам подвержены смещениям – например, в ходе весенних паводков. Система, установленная компанией «Омега», позволяет точно фиксировать пространственные смещения трубы на протяжении любого отрезка времени.

Компания «Омега» была создана в 2009 году. Ее учредителями являются АК «Транснефть» и компания «Петролайт». В штат компании «Омега» вошли специалисты, которые ранее на протяжении ряда лет эффективно работали в нефтедобывающих компаниях, а также в Министерстве энергетики Российской Федерации. В содружестве с отечественными учеными они разработали систему, которая изначально применялась для охраны закрытых периметров, а затем, по мере совершенствования, стала использоваться для охраны нефтепроводов и других протяженных объектов. С 2009 года система мониторинга протяженных объектов (СМПО) устанавливается на всех вновь сооружаемых трубопроводах компании «Транснефть». Разновидность получила название СОУиКа (система обнаружения утечек и контроля активности). Отличительная особенность разработок компании «Омега» состоит в использовании оптоволоконного кабеля. Сочетая различные виды мониторинга (виброакустического, темпера-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

Компания «Омега» разработала и применяет многоцелевую комплексную систему непрерывного распределенного мониторинга технического и технологического состояния протяженного объекта. Система с высокой степенью точности определяет место и характер акустических колебаний, пространственных смещений и температурных характеристик протяженного объекта. В роли чувствительного датчика системы используется оптическое волокно. Мониторинг состояния протяженного объекта проводится в режиме реального времени по всей длине проложенного оптического кабеля.

турного, мониторинга пространственного смещения), СОУиКА способна выявлять воздействия на трубопровод с точностью до 5 метров. СОУиКА против криминала Одно из важных измерений СОУиКА можно охарактеризовать как «антикриминал». Система «видит» и подает сигнал о приближающемся человеке с расстояния трех-четырех метров, а также о транспортном средстве, когда оно приближается к объекту на расстояние от 5 до 15 м (в зависимости от вида транспортного средства). Система также подает сигналы о любых попытках земляных работ в охранной зоне трубопровода. Сделать какую-либо врезку или намеренно повредить трубопровод, оснащенный СОУиКА, невозможно.

Другие сферы применения Деятельность системы «Омега» распространяется не только на транспортировку нефти: в настоящее время разрабатывается направление, связанное с транспортом газа. Оптоволоконный кабель охраняет объект по обе стороны от его расположения

Праздник первой утечки Вторая группа проблем – утечки. В соответствии с требованиями «Транснефти», СОУиКА превратилась в полноценный охранный комплекс. Система способна распознавать утечку на самых ранних стадиях ее возникновения. Уже проложено более 2000 километров оптоволоконного датчика на объектах «Транснефти». Это и ВСТО, и БТС-2, и нефтепровод Пурпе – Самотлор. А совсем недавно у компании «Омега» был «праздник первой утечки»: 15 мая на низконапорном водоводе диаметром 462 мм СОУиКА обнаружила и точно идентифицировала истечение флюида. Это достаточно знаменательное событие, так как до этого система была опробована лишь во время лабораторных испытаний, когда утечки моделировались специально. www.mediarama.ru

Кроме того, СМПО все активнее внедряется в других отраслях. В частности, разработки, которые ведутся учеными компании «Омега», позволяют с высокой степенью эффективности применять интеллектуальные системы для защиты железнодорожного полотна и путей. В ходе испытаний выяснилось, что система способна обнаруживать не только террористов и людей, которые выходят на железнодорожные пути при скоростном движении, но и смещение насыпи, что очень важно для нормального функционирования стальных магистралей. Кроме того, с помощью СМПО можно выполнять ряд функций, связанных с диспетчеризацией движения поездов на 100-километровом отрезке. Обслуживаемая одним логическим модулем, система способна давать информацию о скорости и направлении движения поездов. Еще одним перспективным направлением является применение систем «Омега» для защиты линии электропередач. Физические свойства Оптоволоконные кабели создавались лет 30–40 назад для того, чтобы передавать сигналы с минимальными искажениями. Оказалось, что при определенной частоте излучения кабель становится своего рода микрофоном, который передает данные о физических воздействиях на него и на

www.mediarama.ru

зону вокруг при залегании в земле, а также передает аналогичную информацию по температуре окружающей среды и о физическом давлении на кабель. В сочетании этих физических функций, которых практически невозможно добиться при использовании систем других производителей, и состоит суть продукции компании «Омега». Логические модули надежно обслуживают до ста километров трассы, охраняя по 50 километров протяженного объекта по обе стороны от его расположения. Оператору модули передают информацию о воздействии на него и на физическую среду вокруг него с точностью до 5 метров. Этот параметр у системы «Омега» можно назвать рекордным – разработчикам ни в нашей стране, ни за рубежом пока не удалось к нему приблизиться. Этим обстоятельством вызван значительных интерес к разработкам «Омега», в том числе и зарубежных компаний. Под крылом «Транснефти» Специалисты «Транснефти» присутствовали на испытаниях прототипов СОУиКА на одном из подмосковных полигонов еще в 2006 году. За время совместной работы у «Транснефти» окрепло представление о том, какая именно система им нужна. С одной стороны, система не должна быть дорогостоящей, а с другой стороны, она должна учитывать некоторые социально-

Компания «Омега» создана АК «Транснефть» и «Петролайт» с целью производства и последующего применения системы мониторинга протяженных объектов (СМПО). Генеральный директор – Дмитрий Зазирный.

экономические нюансы, связанные с прокладкой трубопроводов в России. Важно понимать, что оптоволоконный кабель просто нет смысла красть, так как он стоит относительно дешево. Есть еще третья сторона, которая представляется привлекательной для потенциальных потребителей: СОУиКА не требует электропроводки вдоль кабеля, нет необходимости размещать на трассе и дорогостоящие приборы, составляющие основу многих систем мониторинга. Специалисты компании «Омега» накопили значительную базу данных о виброакустических воздействиях на трубопроводы по всей стране, свойственных различным местностям. Это позволяет эффективно производить настройку системы на месте, отфильтровывая те воздействия, которые не свидетельствуют о потенциальном состоянии тревоги. Например, если трубопровод пересекает железнодорожный мост, то проходящий поезд считается привычным воздействием, и система не должна подавать соответствующий сигнал оператору. С этой проблемой модули СМПО справляются.

Планы на будущее Планы на будущее компании «Омега» глобальные настолько, насколько глобальны те воздействия, которые может фиксировать система СМПО. Система видит все, что происходит вокруг периметра, контролирует трубопроводы и железнодорожные пути. Не исключено, что компания вырастет в научнопроизводственный комплекс, способный решать государственные задачи в области безопасности, в том числе технологической. В таком случае в онлайновом режиме можно отслеживать состояние трубопроводов, линий ж/дтранспорта. Под руководством АК «Транснефть» специалисты компании «Омега» в настоящее время активизируют деятельность, связанную с информированием зарубежных трубопроводных и прочих компаний об уникальных возможностях и преимуществах систем «Омега». Так, совсем недавно прошли совместные полевые испытания СОУиКА с сербской компанией «Транснафта», результатами которых все остались довольны. Кроме того, намечаются переговоры с немецкими и мексиканскими коллегами, которые также показали интерес к разработкам российских ученых.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

автоматизация

Будущее нефтехранилищ Конкурентные преимущества за счет автоматизации нефтехранилищ Ричард Томпсон, генеральный менеджер компании Honeywell-Enraf Нефтехранилища давно стали важной частью многих организаций во всем мире. Однако традиционно к этим сооружениям относятся как к «не стратегическим» элементам бизнеса. Их воспринимают как склад для хранения готовой продукции, а не как объект для извлечения прибыли. Такое отношение едва ли можно назвать неожиданным, но следствием этого стало лишение многих нефтехранилищ существенных капиталовложений в течение многих лет. По этой причине на большей части таких объектов используются технологии и оборудование, которые, как правило, давно устарели. Однако в последние годы ряд новых тенденций и пристальное внимание к бизнесу, связанному с переработкой нефти и распределением нефтепродуктов, заложили основу для изменения этого подхода. Это привело к увеличению количества организаций, которые стали рассматривать свои нефтехранилища как неиспользованные ресурсы. В настоящее время модернизации нефтехранилищ уделяется недостаточное внимание

ности в среднем на 15 лет. Однако, согласно прогнозам, на протяжении ближайшего десятилетия этот разрыв значительно сократится по большей части за счет вышеуказанных факторов. Несмотря на заметное отставание от среднего уровня в промышленности, агрессивная политика новичков на рынке и усиление конкуренции окажут значительный положительный эффект на состояние нефтехранилищ в этом регионе. Преимущества автоматизации нефтехранилищ Стратегическое значение портовых нефтехранилищ (терминалов) растет невиданными ранее темпами. Небольшие капиталовложения в эти сооружения могут привести к реальному укреплению конкурентоспособности их владельцев на современном рынке. Внедрение технологий автоматизации нефтехранилищ является простейшим и наиболее экономичным способом повышения эффективности их эксплуата-

ции, а тот факт, что многие нефтехранилища в Европе, на Ближнем Востоке и в Азии (регион EMEA) в настоящее время не автоматизированы или имеют низкую степень автоматизации, позволяет организациям без существенных затруднений довести свои системы автоматизации до уровня стандартов обрабатывающей промышленности. В сфере автоматизации нефтехранилищ основное внимание уделяется двум направлениям. При эксплуатации нефтехранилища основное внимание уделяется точности, эксплуатационной готовности и интеллектуальным возможностям контрольно-измерительной аппаратуры, а обновление интерфейса и алгоритмов системы управления также может оказать непосредственное и заметное влияние на эффективность эксплуатации нефтехранилища. При безопасности/защите нефтехранилища основное внимание уделяется аварийной сигнализации, блокировкам для защиты от перелива и соблюдению требований стандартов. Все эти компоненты играют важную роль в снижении рисков и обеспечении защиты от крупных аварий и помогают привести объект в соответствие с отраслевыми нормативами. Капиталовложения по указанным направлениям или по одному из них могут обеспечить быструю окупаемость и оптимизацию эксплуатационных характеристик объекта, и данная статья рассматривает ряд положений по каждому из направлений, на которых рекомендуется заострить внимание. Эффективность эксплуатации нефтехранилища Чем выше эффективность эксплуатации нефтехранилища, тем более ценным активом оно может стать для организации. Ниже описаны три ключевые области, автоматизация которых может повысить эффективность эксплуатации нефтехранилища: контрольно-измерительные приборы, человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) и прокладка кабелей.

Все фото – Honeywell

В этой ситуации можно выделить три ключевые тенденции: - рост количества примеров, в которых капиталовложения в автоматизацию нефтехранилищ продемонстрировали быструю окупаемость, при этом значительно повысив эффективность эксплуатации объекта; - растущая потребность (зачастую обусловленная требованиями законодательства) в укреплении безопасности на объекте после ряда получивших широкую огласку во всем мире взрывов, утечек и нарушений в системах защиты нефтехранилищ; - появление на рынке новых энергичных и независимых игроков, которые используют в своих коммерческих предложениях автоматизацию нефтехранилищ как аргумент для получения конкурентных преимуществ. Недавние оценки показали, что нефтехранилища в Европе и на Ближнем Востоке отстают в плане применения новых технологий от других предприятий обрабатывающей промышлен-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

Контрольно−измерительные приборы Измерение уровня жидкости в резервуаре играет важную роль для точной оценки содержимого резервуара и управления запасами резервуарного парка. Однако контрольно-измерительные приборы часто занимают одно из последних мест в списке на возможную модернизацию и, следовательно, наиболее подвержены моральному износу. Нет ничего удивительного в том, что в типовом нефтехранилище все еще можно найти механические уровнемеры с поплавком и лентой или уровнемеры первого поколения с сервоприводом, установленные более 30 лет назад, лучшие времена которых давно миновали. Также в нефтехранилищах по-прежнему можно найти устаревшие радарные уровнемеры (некоторые из ранних моделей изначально были морскими уровнемерами, которые были адаптированы для наземных резервуаров). Замена этих устройств новыми системами, использующими технологии беспроводной связи, может оказать непосредственное влияние на эффективность эксплуатации нефтехранилищ за счет повышения уровня информированности оператора и исключения потребности в трудоемком ручном сборе данных. Сегодня предлагается множество новых изделий, таких как беспроводной радарный уровнемер FlexLine компании Honeywell− Enraf, который может выполнять широкий спектр измерений в резервуарах и передавать результаты через сеть беспроводной связи в диспетчерские, что значительно снижает дефицит времени инженеров по эксплуатации, позволяя им уделять больше времени другим сферам ответственности. Человеко−машинный интерфейс (ЧМИ) Разнообразные ЧМИ, эксплуатируемые сегодня в диспетчерских, зачастую являются устаревшими, медленными и не обеспечивающими требуемой полноты информации. Попрежнему можно встретить используемый в качестве ЧМИ персональный компьютер, на котором установлена операционная система Microsoft DOS, выпущенная почти 20 лет назад. Эти устаревшие ЧМИ могут быть заменены современной единой централизованной сиwww.mediarama.ru

стемой автоматизации нефтехранилища, обеспечивающей соответствие современным стандартам. Такие системы также сопровождаются соглашениями о гарантированном уровне обслуживания, обеспечивающими поставку текущих обновлений и усовершенствований, что гарантирует поддержку функционирования комплекса на многие годы вперед. Поскольку многие ЧМИ используются не только для управления оборудованием, но также и для управления товарными запасами, важную роль играет соответствие требованиям Американского института нефти (API). Снижается риск возникновения коммерческих

Прокладка кабелей Одной из сложных задач, стоящих перед руководством нефтехранилищ, является прокладка кабелей. Роль этой «технологии» неочевидна, но она, тем не менее, является критически важной для безопасности и эффективной эксплуатации нефтехранилища и часто является местом возникновения неполадок. Эту задачу можно также решить путем применения технологии беспроводной связи. Внедрение сети беспроводной связи может исключить необходимость в прокладке кабелей и одновременно оптимизировать производительность и надеж-

тров резервуаров и защиты от переполнения. После внедрения сети беспроводной связи можно быстро и без затруднений добавлять другие устройства по мере необходимости, экономя на отсутствии необходимости прокладки кабелей. Хорошим примером служит добавление датчиков работоспособности оборудования для текущего контроля вибрации насосов и электродвигателей, положения клапанов, а также систем телевизионного наблюдения и обнаружения возгорания на периметре резервуара (обнаружение наклона крыши, текущий контроль состояния плавающей крыши резервуара).

ность объекта, повысить безопасность и защиту и обеспечить соблюдение нормативных требований. Если организация предпочитает не использовать технологию беспроводной связи в качестве альтернативы в сфере предотвращения переливов и защиты, то эта технология идеально подходит для передачи данных измерений параметров резервуаров. Такое решение позволяет реализовать электрическое и физическое разделение измерения параме-

Безопасность/защита нефтехранилищ Важность поддержания высоких стандартов защиты и безопасности на нефтехранилищах стала очевидной после взрыва в Бансфилде в декабре 2005 года, при котором был полностью уничтожен пятый по величине склад нефтепродуктов в Великобритании. К счастью, эта авария обошлась без жертв – в основном потому, что она произошла рано утром в воскресенье, когда на объекте работал немногочисленный

Эффективность эксплуатации нефтехранилищ могут повысить применение контрольноизмерительных приборов, человеко-машинный интерфейс (ЧМИ) и прокладка кабелей

разногласий в отношении транзакций, а стандартизированные процедуры помогают упорядочить глобальные операции. Совместимость с системами коммерческого учета продукции является необходимым требованием для большинства систем, эксплуатируемых в Европе. Это вызвано тем, что для большинства операций необходимо подтверждение выполнения измерений, поскольку данные о товарных запасах используются при обложении налогами и пошлинами.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

автоматизация Измерение уровня жидкости в резервуаре играет важную роль для точной оценки содержимого резервуара и управления запасами резервуарного парка

персонал. Однако круглосуточный режим работы многих портовых объектов означает, что возможные последствия нарушений в системе безопасности могут быть намного серьезнее, как показал опыт происшествий в Пуэрто-Рико и Раджастане в конце 2009 года. Учитывая это, вполне логично предположить, что для систем безопасности нефтехранилищ необходимо выделять, по крайней мере, такие же капиталовложения, что и для обрабатывающих отраслей промышленности. Как было сказано выше, повысить безопасность нефтехранилищ поможет автоматизация трех ключевых областей: аварийной сигнализации, блокировки для предотвращения перелива и соблюдения требований стандартов.

лиза и выполнения корректирующих действий. Приятно наблюдать, что многие производители активно применяют стандарты IEC 61508 и IEC 61511, но в то же время следует убедиться в том, что уровни полноты безопасности (SIL) и автоматизированные системы обеспечения безопасности (SIS) используются и применяются надлежащим образом, а не становятся средством саморекламы.

Блокировки для предотвращения перелива После аварии в Бансфилде Управление по вопросам охраны здоровья, техники безопасности и охраны труда (HSE) провело тщательное расследование, результатом которого стал выпуск отчета с рекомендациями на основе анализа происшествия в Бансфилде: это 45-страничный документ, содержащий 25 рекомендаций по проектированию и эксплуатации комплексов хранения нефтепродуктов. В этом отчете четко указано на то, что блокировки для защиты от перелива в сочетании с рядом необходимых процедур являются критически важным элементом для любой компании, осознающей важность безопасности и защиты окружающей среды. Сегодня при оценке существующей или планировании новой системы автоматизации нефтехранилища нет никаких сомнений в том, что наличие защитных блокировок, прошедших оценку на соответствие требованиям SIL, и полностью сертифицированных по стандарту SIL компонентов сторонних производителей должны быть включены в основные требования к такой системе. Компьютерная безопасность Защитные меры требуются не только для ограничения физического доступа на объект, но

и для всей компьютерной сети. Необходимо учитывать риск террористических актов, вандализма и других правонарушений, но на данный момент угроза взлома компьютерных сетей становится предметом равной, если не большей (в некоторых случаях), озабоченности. Современные межсетевые экраны и надлежащим образом обученный персонал отдела информационных технологий – это ключ к снижению риска атак хакеров. Кроме этого, решающую роль также играет обучение всего персона действиям для предотвращения случайного проникновения вирусов через такие безобидные средства, как широко распространенные карты памяти USB. Заключение В этой статье был рассмотрен рост значимости нефтехранилищ во всем мире и показано, что стратегические капиталовложения в данные сооружения могут стать важным конкурентным преимуществом в условиях роста конкуренции на рынке. Более того, применение технологий автоматизации нефтехранилищ в ряде ключевых областей может обеспечить оптимизацию эксплуатационных показателей, усилить защиту и повысить уровень безопасности объекта, а также обеспечить быструю окупаемость капиталовложений. Стратегические капиталовложения в нефтехранилища могут стать важным преимуществом в условиях роста конкуренции на рынке

Аварийная сигнализация После недавних аварий, о которых говорилось выше, стало ясно, что современная система защиты и аварийной сигнализации является необходимым компонентом нефтехранилища. Большинство европейских нефтехранилищ в последнее время продемонстрировали впечатляющий прогресс в этом направлении и теперь проводят оценку рисков безопасности и собственных систем сигнализации. Однако, и это могут подтвердить большинство сведущих в данном вопросе профессионалов, им по-прежнему требуются опыт и знания для проведения необходимого ана-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

www.mediarama.ru

новости

Омский миллиард На «Омском НПЗ» (входит в «Газпром нефть») переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 г. Это первое из российских предприятий, достигшее такого показателя. Установленная мощность «ОНПЗ», одного из крупнейших в мире, составляет на данный момент 20 млн т нефти в год. В 2010 году объем нефтепереработки на заводе составил порядка 19 млн т, глубина переработки – 83,27%, что является одним из лучших показателей в российской нефтеперерабатывающей отрасли.

«Лукойл» займет на Узбекистан

«Газпром нефть» нацелилась на Африку

«Лукойл» объявил о намерении привлечь кредит в размере $500 млн на принципах ограниченного регресса для финансирования инвестиционной программы по разработке месторождения Кандым и увеличения добычи на месторождениях Хаузак и Шады в Узбекистане. В консорциум кредиторов войдут международные финансовые организации, Азиатский банк развития, Исламский банк развития и коммерческие банки BNP Paribas (Suisse) SA, Корейский банк развития (Korea Development Bank), Credit Agricole CIB и UniCredit Group. В настоящее время банки проходят этап внутреннего одобрения сделки. Для реализации транзакции необходимо получить согласование со стороны Республики Узбекистан. Ожидается, что сделка будет закрыта в третьем квартале 2011 года. Соглашение о разделе продукции по проекту Хаузак – Шады – Кандым было подписано в июне 2004 года.

«Газпром нефть» и нефтяная компания GEPetrol (Экваториальная Гвинея) подписали соглашение о совместной деятельности. Сейчас в Экваториальной Гвинее завершается регистрация компании Gazprom Neft Equatorial, которая будет представлять «Газпром нефть» в данном проекте. В конце 2011 года – начале 2012 года планируется завершить анализ геологической информации, полученной по итогам сейсморазведочных работ, проведенных в начале 2011 года. Реализация проектов в Экваториальной Гвинее позволяет «Газпром нефти» продолжить формирование центра добычи в Западной Африке, получить новый опыт управления международным проектом и расширить свою компетенцию в области работы на шельфе. Морской блок T расположен в бассейне дельты реки Нигер, блок U – в бассейне Рио-Муни. По предварительным оценкам, запасы нефти на двух блоках могут достигать 110 млн тонн нефтяного эквивалента. Предполагаемый срок разработки месторождений по нефти – 30 лет, по газу – 35 лет.

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

экология

Швейцарские инновации в России Интервью с президентом компании Man Oil Group Генадием Маном Все фото – Man Oil Group

Екатерина Брызгалова Man Oil Group (MOG AG, Швейцария) создана Генадием Маном в 2006 г. Работает на рынке утилизации нефтезагрязнений, представляя в России европейские стандарты экологической очистки. Также дочерние компании Man Oil Group расположены на Украине, в Казахстане, Азербайджане и Швейцарии. Индивидуальные решения создаются на базе собственной сети научных лабораторий и единого исследовательского центра компании в Цуге (Швейцария). В 2011 г. MOG успешно прошла проверку швейцарского государственного инвестиционного фонда SECO и получила финансирование на развитие компании.

Генадий Ман родился в 1956 г. В юности иммигрировал из СССР. Больше 20 лет жил в Германии. В настоящее время проживает в Швейцарии. Основал телекоммуникационную компанию Telesens AG, компанию Interenergo Ltd. на Украине (авиационные и турбогазовые технологии), учредитель и акционер бизнес-комплекса Cosmpolitan Ltd. в Харькове (7,5 тыс. м2, 5-звездочный арт-отель).

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011

В 2006 г. в Цуге основал компанию Man Oil Group (MOG AG). Также возглавляет исследовательский центр компании и является президентом Research & Development Centre MOG AG, объединяющей сеть лабораторий и исследовательских центров по всему миру. В настоящее время специализируется на разработке экологически чистых решениях утилизации нефтешламов.

- Почему Вы, известный европейский бизнесмен, вышли на российский рынок нефтешламов? Все очень просто, в России сам рынок созрел для нашего решения. Государство было вынуждено признать, что в стране, активно развивающей нефтяную отрасль, есть серьезные проблемы, связанные с утилизацией нефтяных отходов. С каждым днем ужесточаются требования контролирующих органов к экологическим стандартам в индустрии. Крупные игроки рынка начали признавать свою ответственность за состояние окружающей природы (у них просто нет другого выхода). Сейчас такие компании, как «Лукойл», «ТНК−ВР», «Роснефть» ищут эффективный способ переработки нефтяных отходов и приходят к нам. Ведь все, что существовало до сих пор, базируется на устаревших технологиях советского прошлого, когда мало кто задумывался о проблемах экологии. Большинство технологий, работающих в нефтяном секторе, до сих пор ориентировано на разработки нефтяных предприятий времен Советского Союза, когда подход к проблеме нефтешлама был, мягко говоря, формальный. Ни для кого не секрет – чтобы произвести качественный продукт, необходимо вложить средства. Так вот, для того чтобы качественно утилизировать нефтяные отходы, надо вложить не 150 долларов за 1 м3, а в два раза больше. Мы можем позволить себе серьезные инвестиции в научные разработки и www.mediarama.ru

оборудование, и именно в этом наше принципиальное отличие от российских компаний. Все практические разработки в области рекультивации почвы и очистки объектов, загрязненных нефтью, проведенные компанией Man Oil Group, регулярно подтверждаются международными экспертными советами и российскими научными лабораториями. Сегодня мы работаем уже с третьим поколением оборудования, которое прошло испытания не только в России, но и в Таиланде и Швейцарии. Нашим клиентам не приходится играть роль подопытных кроликов, мы приходим к ним с готовым решением, которое работает с максимальной отдачей. Это просто, удобно и выгодно. - Чем отличаются подходы к проблеме в России и в Европе? В Европе невозможно торговать решениями, единственным плюсом которых является дешевизна. Там для клиента важно качество. Прописная истина – нельзя сэкономить на критически важных для бизнеса вещах, а в нашем случае это инвестиции в разработки и технологию. Долгие годы огромная страна думала только о том, как перевыполнить план. Другой ответственности не было. После распада СССР Казахстан, Азербайджан и необъятные территории на Урале остались сами со своими проблемами – они снабжали большую страну углеводородами, а очисткой им теперь приходится заниматься самостоятельно. Российский рынок огромен, его необходимо осваивать. Именно в России, с ее необъятными территориями, сложными климатическими условиями и разнообразной аборигенной почвой, для моей команды открываются возможности отработки технологии таким образом, что полученный опыт с легкостью можно будет транспортировать по всему миру. - Сложно работать исключительно на российском рынке? Круг проектов Man Oil Group выходит далеко за рамки России и СНГ. Сейчас в зоне наших интересов – Азия, компания открывает свои представительства в Таиланде и Кувейте. Стратегия компании – быть лидером в области технологий Clean-Tech как в СНГ, так и на европейском рынке. Мы приходим к своим клиентам не просто со своей технологией, мы даем им конкретное предложение по утилизации шламов, www.mediarama.ru

схему дальнейшей реализации выделенных углеводородов. - Как Вам работать в СНГ? В России есть компетентные люди, но нет формального подхода к профессиональным вещам. В стране, где много талантливых людей, всегда можно найти достойных партнеров. Мне нравится сотрудничать с локальными партнерами. На Украине, например, нас поддерживает НИИ почвоведения, который более 10 лет занимается изучением проблемы восстановления плодородия почв, загрязненных в процессе нефтепереработки. В России мы работаем с Пермским научноисследовательским институтом экологии. Я считаю, что подобное партнерство – ключ к успеху. В нашем бизнесе неправильно рассчитывать на быструю прибыль – надо вкладывать в научную базу, в технологии и оборудование, а возврат инвестиций не случится моментально. У нас очень серьезные и долгосрочные цели, поэтому мы тщательно работаем с собственными ресурсами – непрерывно происходит доработка технологии и апробирование всех результатов. - Ваш бизнес требует больших вложений – как Вы оцениваете рентабельность такого сложного проекта? В моем послужном списке много успешных направлений, и начиная новый бизнес, я понимаю, насколько он рентабелен. Мне нравятся проекты, которые дают перспективу. Эйнштейн точно заметил: «Тот,

Геннадий Шмаль, президент союза нефтегазопромышленников РФ: Сегодня тема экологии – не просто важный вопрос в России. Это приоритетная задача для страны, решение которой способно принести огромные дивиденды как в краткосрочной перспективе, так и в далеком будущем. Министерство природных ресурсов и экологии РФ подтверждает, что объемы экономически выгодных запасов природных ресурсов существенно завышены. Всем известно, что срок технических и технологических возможностей нефтегазового комплекса, созданного еще в советский период, заканчивается. С другой стороны, в России ежегодно образуется более 3 млн нефтешламов, 100 млн уже накоплено. Единственный способ избежать экологической и экономической катастроф – возвращать в промышленность углеводородные соединения, причем делать это возможно только экологически чистым способом. Недавно я был в Швейцарии, где ученые предложили уникальное решение, позволяющее выделить до 95% углеводородов из шлама. Эта технология была успешно опробована в России компанией Man Oil Group, и подобные сценарии должны копироваться на нашем рынке. Отрасль надо поднимать, и делать это проще, когда есть реально работающие модели. кто хочет видеть результаты своего труда немедленно, должен идти в сапожники». Как я говорил, модель моей компании строится на серьезных инвестициях и исследованиях. Ожидаемый срок окупаемости – 3–5 лет. - Как мотивируете своих сотрудников? Сфера бизнес-интересов во многом определяет личность. И еще профессионализм. В компании есть и кандидаты наук, ученые и промышленникипрактики с многолетним стажем. Мне легко реализовывать идеи, потому что есть команда, которой я доверяю. В компании существует схема лояльности сотрудников: в зависимости от позиции менеджеры получают наши акции, распоряжаться которыми могут в рамках определенных догово-

ренностей. Так что конкурентам, чтобы переманить сотрудника, приходится учитывать не только зарплату и социальный пакет, но и капитал, который компания предлагает в виде акций. - Вы уже выводили компанию на биржу. Есть ли такие планы в ближайшее время? Да. Во Франкфурте у меня уже был проект на 1 млрд евро, думаю, разумно повторить. - Можно ли узнать секрет вашего успеха? Секрет прост – ты начинаешь делать то, что для тебя важно, и делаешь это максимально хорошо. Впервые в этой области мы предложили кастомизацию, максимальную заточенность под нужды клиента. Говорят, что на самом трудном пути не встретить конкурентов, – я с этим согласен, и я выбрал этот, самый прямой, путь к успеху.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #3 2011