Газовая промышленность № 10 2017. Газовая промышленность журнал 2017

Территория Нефтегаз № 1 2017

В статье рассматриваются вопросы, связанные с внедрением в России с 1 января 2016 г. новой классификации запасов месторождений углеводородов. Анализируя ее применимость к месторождениям шельфа, авторы приходят к выводу, что в своем нынешнем виде она малопригодна для этих объектов. Тем не менее указанные месторождения требуют своей адекватной оценки, и авторы предлагают в качестве дополнения или альтернативы к классификации свой оригинальный проект рейтинговой системы, которая учитывает весь комплекс факторов: от геологического строения, изученности и возможных параметров добычи шельфовых месторождений до технико-экономических характеристик их освоения. Предлагаемая система может быть с успехом применена и к сухопутным месторождениям. На первых порах ее можно использовать для внутрикорпоративной оценки объектов разведки и разработки, а в последующем, при положительных результатах, в данную систему вполне можно встроить и новую классификацию, в которой на сегодняшний момент не могут быть корректно учтены параметры экономической привлекательности большинства морских месторождений, а также наличие новых технологий добычи.

Ключевые слова: классификация запасов, нефть, газ, месторождения шельфа, ГРР, рейтинг запасов.

HTML

a:2:{s:4:"TEXT";s:71715:"

Какие недостатки у действующей классификации?

За последние 15 лет в системе МПР многократно появлялись различные проекты новой классификации запасов УВ, в разработке которых эпизодически приходилось участвовать и авторам данной статьи. В 2005 г. МПР России приказом утвердило одну из них [8], которая должна была вступить в силу после некоторого переходного периода. Но до внедрения его в практику дело так и не дошло. Потом регулярно разрабатывались новые варианты, но окончательным принятием документов дело тоже не заканчивалось. Так в чем же дело? Почему нас не устраивала существующая классификация и насколько устроит новая, которая начала внедряться с 1 января 2016 г. и для ее внедрения предусмотрен переходный шестилетний период?

Все дело в том, что основы существующей классификации разработаны, по сути, более 40 лет назад и дошли до нас практически в первоначальном виде, несмотря на ряд несущественных изменений. Имеются 4 категории запасов, обозначаемые буквами А, B, C1 и C2. Если говорить совсем упрощенно, то к категории А

относятся уже разрабатываемые запасы в соответствии с утвержденным проектом разработки, в то время как к категории В – запасы, разрабатываемые в режиме опытно-промышленной эксплуатации либо по временной технологической схеме.

В официальной отчетности обычно эти запасы разделяют редко и дают суммарную оценку А+В. Далее идут запасы категории С1, называемые разведанными, которые подтверждены бурением разведочных скважин с получением промышленных притоков нефти или газа при испытаниях этих скважин. Три перечисленные выше категории А, В и С1 называют еще промышленными. И наконец, запасы категории С2 либо подтверждены скважинами без испытания (только на основании данных ГИС, указывающих на наличие залежи), либо это периферийные неразбуренные части уже открытых месторождений, примыкающие в плане к областям с запасами С1. Далее идут категории С3, D1 и D2, относимые уже не к запасам, а к ресурсам углеводородов, поскольку они не имеют никакого подтверждения бурением. Достоверность количественных оценок последних, как правило, невысока, вплоть до полного неподтверждения в отдельных случаях промышленной нефтегазоносности.

Как видно, российская классификация основана прежде всего на степени геологической изученности месторождений вне зависимости от их экономико-географического положения, наличия технологий эффективной добычи и рынков сбыта продукции.

В результате зачастую наблюдаются откровенные парадоксы, которые проще всего продемонстрировать на следующем гипотетическом примере. Пусть в результате бурения и успешного испытания скважин будут открыты две сравнительно небольшие нефтяные залежи с запасами 1 млн т каждая: первая где-нибудь в Урало-Поволжье вблизи нефтеперерабатывающего завода, испытывающего дефицит сырья, а вторая – в Восточно-Сибирском море или море Лаптевых, вечно покрытых льдами, где вокруг на тысячи километров нет никакой инфраструктуры. Без серьезных расчетов понятно, что первая залежь будет тут же востребована и освоена в кратчайшие сроки с большой экономической выгодой. А вот освоение второй залежи проблематично. Во-первых, для нее во всем мире нет апробированных технологий добычи, и вряд ли они появятся в ближайшее время. А во-вторых, если бы они и были, то такое месторождение не будет рентабельным и при цене на нефть 300 долл. за баррель ввиду астрономических затрат на обустройство морского промысла и немыслимые транспортные издержки на доставку к ближайшим потребителям. И при такой принципиальной разнице запасы в окрестности скважины будут отнесены к одной и той же категории С1. С таким же успехом к этой же категории С1 были бы отнесены запасы на Луне или Марсе, если бы там вдруг удалось пробурить скважину и получить из нее приток нефти или газа с достаточным дебитом. Этот серьезный недостаток не преодолен и в новой классификации, в рамках которой «марсианские» запасы тоже могли бы попасть в категорию С1. Каким это ни покажется странным, в самой новой классификации практически отсутствует экономическая составляющая, хотя еще в проекте 2005 г. она была, пусть и не вполне совершенная. В дополнение к новой классификации сейчас готовятся временные рекомендации для расчета экономических параметров и рентабельно извлекаемых запасов, но в них, по нашему мнению, есть методические недоработки [5]. 

А что же в западных классификациях? Сравнению российской классификации углеводородного сырья с иностранными было ранее посвящено немало работ [1–3, 6, 7, 9, 10]. В большинстве из них делается вывод о серьезных расхождениях, которые не позволяют специалистам корректно сопоставить имеющиеся запасы. Более того, практически во всех зарубежных в той или иной форме учитывается экономическая составляющая.

На сегодняшний день наиболее распространенными в мире являются две классификации: SEC и PRMS (бывшая SPE). Первая из них – SEC, привязанная к американскому рынку ценных бумаг, наиболее жесткая. В ее рамках к доказанным запасам относятся лишь те месторождения или залежи, на продукцию которых заключены контракты на поставку. Значительная часть наших российских запасов категории С1, которые мы считаем доказанными, попали бы согласно SEC в так называемые контингентные ресурсы, т. е. те, которые теоретически когда-нибудь могут быть востребованы при благоприятном стечении обстоятельств. А такие обстоятельства, между прочим, во многих случаях могут никогда и не наступить для целых групп месторождений. Ведь не секрет, что при наступающем падении добычи нефти на значительной части Западной Сибири, в частности в ХМАО, здесь даже при высоких ценах на нефть оставались невостребованными более 200 открытых месторождений, в которых имеются запасы категории С1. И неизвестно, когда дойдет до них очередь. Тому есть немало причин, прежде всего экономико-географических. Вторая классификация – PRMS, немного более мягкая, чем SEC, но и там для доказанных запасов необходимо подтверждение возможности сбыта добываемой продукции. 

Классификация Норвежского нефтяного директората (NPD) в корне отличается от классификаций SEC и PRMS. В ней имеется 14 классов ресурсов и запасов, различающихся по целому комплексу параметров. Государственному учету подлежат лишь те запасы, разработку которых планируется начать в ближайшие пять лет. И вполне понятна такая мотивация: государство должно планировать доходы бюджета на разумный горизонт расчета.

За пределами пятилетнего срока это уже невозможно. И как мы видим по ситуации с ценами на нефть в 2008 и в 2014 гг., это действительно так.

Во всех перечисленных классификациях в разных формах принято указывать диапазоны неопределенности в оценке величины запасов (1Р-2Р-3Р или Р90-Р50-Р10 и т. п.), а также в обязательном порядке в них присутствует экономическая составляющая. Это и понятно, ведь даже запасы разведанного месторождения можно оценить с погрешностью в 15–20 %, а нерентабельные месторождения исключаются из запасов. В то же время в российской классификации этого нет. Например, в полном соответствии с инструкцией сделана следующая запись в государственном балансе по месторожде­нию N:

запасы газа по категории С1 составляют 329 647 млн м3. В то же время все прекрасно понимают, что вместо этой выверенной с бухгалтерской точностью цифры мы в лучшем случае можем утверждать (при объективной минимальной 10%-й погрешности), что величина запасов может оказаться любой в диапазоне от 297 до 363 млрд м3. Это следует из фундаментальной теории ошибок [5].

Однако главным недостатком нашей классификации, как мы поняли из вышеизложенного, является выделение категорий запасов только по степени геологической изученности. Что же делают компании-недропользователи в такой ситуации? Им приходится проводить двойную работу по одним и тем же месторождениям. Для целей государственного учета они готовят для экспертизы в ГКЗ запасы по российской классификации, которые впоследствии отражаются в госбалансе. Но для котировки своих акций на международных площадках недропользователи вынуждены нанимать за немалые деньги зарубежные консалтинговые компании, которые проводят международный аудит запасов. 

В зависимости от требований аудиторы оценивают запасы российских месторождений по классификации SEG или SPE, и данные оценки заметно отличаются от российских. Но эти величины потом никак не попадают в госбаланс. Так параллельно и сосуществуют две разные оценки одних и тех же объектов. Правда, для небольших компаний, не котирующих свои акции на зарубежных биржевых площадках, зарубежный аудит не требуется. Но на долю таких компаний приходится несущественная часть от общего количества российских запасов нефти и газа в распределенном фонде недр.

Дополнительно следует отметить, что ресурсы нефти и газа, в отличие от запасов, не учитываются в государственном балансе, за исключением сводных справочных сведений по приросту категории С3.

Вводимая новая классификация привязана напрямую к проектным документам на разработку, по­этому большинство шельфовых объектов, освоение которых в нынешних условиях задерживается, не найдут в ней объективного отражения. 

Схема расположения лицензионных участков на недропользование на Сахалинском шельфе

Три составляющие рейтинговой оценки месторождений углеводородов

Каков наиболее рациональный выход из данной ситуации? Механический перенос имеющихся зарубежных классификаций невозможен и нецелесообразен, поскольку в России немало своих особенностей в организации поисков, разведки и разработки месторождений, особенно шельфовых. К тому же какую из имеющихся классификаций принять за основу: SEC, PRMS, NPD или иную? В сложившихся условиях целесо-

образно, на наш взгляд, вспомнить о другой возможности: о рейтинговой оценке месторождений нефти и газа на основе всего комплекса важнейших факторов, а не только на основе геологической изученности. Причем не обязательно, что рейтинговая система будет противоречить старой или новой российской классификации.

Ее можно сконструировать так, чтобы она была «наложена» на существующую классификацию, но отражала суть новых требований.

В связи с рейтинговыми оценками можно привести несколько аналогов из различных областей. Но прежде всего вспоминаются рейтинговые системы, связанные с оценкой инвестиционной привлекательности компаний или даже целых государств.

Например, ведущие рейтинговые агентства Standard & Poor’s (S&P’s), Moody’s, Fitch и другие на основании комплекса показателей присваивают рейтинги компаниям и даже целым государствам. При этом учитывается тип экономической системы (рыночная или административно-командная), макроэкономические показатели (ВВП и ВНП, процент сырьевой экономики в общем объеме), уровень развития инфраструктуры и внешней торговли. Оценивается роль государства в экономике, связанная со сдерживанием экономических свобод и т. д. Наивысшим кредитным рейтингом по системе S&P’s является ААА. Затем идет целый ряд рейтингов, в которых количество букв А уменьшается, появляются буквы B, затем С и, наконец, D, что означает дефолтный уровень. На сегодняшний день кредитный рейтинг России оценивается S&P’s на уровне ВВВ–.

При всей условности данной системы, а порой ее субъективности и предвзятости, в ней, бесспорно, можно найти рациональные моменты. В нашем случае будет полезным выделить три главных объективных фактора, которые имеют наибольшее значение для комплексной рейтинговой оценки привлекательности того или иного месторождения. И если мы сделаем это верно, то максимально избавимся от субъективности, характерной для вышеупомянутого инвестиционного рейтинга стран и компаний.

Условимся, что общая трехфакторная рейтинговая оценка месторождения будет иметь вид N1N2N3, где каждый из трех индексов, составляющих рейтинг, будет отвечать за свой важнейший фактор. При этом вполне можно оставить буквенное индексирование позиций, сохранив предпочтительность в соответствии с латинским алфавитом: 

А – более благоприятная оценка, B – оценка ниже, чем А, C – оценка ниже, чем B, и т. д. В целях учета вариаций внутри каждого индекса для обозначения каких-либо промежуточных ситуаций возможно добавить подпункты, либо цифровые (А1В2С3), либо буквенные (АкВгСм), либо знаковые («+» или «–»). Можно оставить и обозначение ожидаемой динамики через понятие «прогноз», которое может принимать три значения: «негативный», «стабильный» и «позитивный».

Теперь наступил черед обосновать эти три главных фактора, которые будут обозначены в общем индексе N1N2N3.

Предлагаем, чтобы первый индекс N1 отображал геологические параметры месторождения, в том числе категорийность запасов углеводородов. Второй индекс N2 будет нам давать информацию о возможных технологиях добычи на месторождении с платформ или подводных добычных комплексов (ПДК) и т. п. И наконец, третий индекс рейтинга N3 должен дать представление об относительной рентабельности месторождения на перспективу, наличии необходимой инфраструктуры и рынков сбыта.

Справедливости ради следует напомнить, что в начале 2000-х гг. были попытки предложить нечто подобное, взяв за основу кодификацию ООН для твердых полезных ископаемых [7, 9], но, во-первых, они ничем не окончились, а во-вторых, смысловая нагрузка индексов была несколько иной, чем предлагается сейчас. Большинство отличий носит принципиальный характер.

Далее рассмотрим по отдельности каждый из трех факторов и обсудим их возможные обозначения в составном рейтинге.

Рейтинговые оценки объектов Сахалинского шельфа

Наименование объекта Удаленность от берега/глубина моря	Рейтин­- говый индекс	Комментарии к категориям
Месторождение Лунское 12 км/35–60 м	А АА	1) А – разрабатываемое месторождение по проекту 2) А – технологии добычи с платформы отработаны 3) А – развитая инфраструктура, доставка к потребителю, нормальная рентабельность
Месторождение Одопту-море 6–8 км/26–32 м	А АА	1) А – разрабатываемое месторождение по проекту 2) А – технология добычи наклонными скважинами с берега успешно действует 3) А – развитая инфраструктура, доставка к потребителю, нормальная рентабельность
Пильтун-Астохское месторождение 15–20 км/27–35 м	А АА	1) А – разрабатываемое месторождение по проекту 2) А – технологии добычи с платформы отработаны 3) А – развитая инфраструктура, доставка к потребителю, нормальная рентабельность
Месторождение Чайво 8–15 км/12–32 м	А АА	1) А – разрабатываемое месторождение по проекту 2) А – технология добычи наклонными скважинами с берега успешно действует 3) А – развитая инфраструктура, доставка к потребителю, нормальная рентабельность
Месторождение Аркутун-Даги 18–25 км/15–40 м	А АА	1) А – разрабатываемое месторождение по проекту 2) А – технологии добычи с платформы отработаны 3) А – развитая инфраструктура, доставка к потребителю, нормальная рентабельность
Киринское месторождение 28 км/80–100 м	В А В	1) В – на месторождении стартовала разработка с подводного комплекса (ПДК) 2) А – технологии добычи с ПДК в мире широко апробированы и стали стандартными 3) В – развитая инфраструктура, однако весьма низкая рентабельность добычи
Южно-Киринское месторождение 50–60 км/ 120–500 м	С1 В В	1) С1 – получены промышленные притоки газа, конденсата и нефти из нескольких разведочных скважин, но месторождение еще в разведке 2) В – весьма сложные комбинированные технологии добычи из-за глубины моря при отсутствии российского опыта (платформа + ПДК?) и наличии санкций; проблемы с нефтяной оторочкой 3) В – большая площадь месторождения, требующая высоких капзатрат на бурение и обустройство, неопределенность в предстоящих затратах и доходах, ожидаемая низкая рентабельность добычи
Мынгинское месторождение 45 км/175 м	С1– В С	1) С1 – получен промышленный приток из разведочной скважины; «–» означает, что запасы месторождения несущественны 2) В – технологии добычи существуют, но окончательно не определены; планируемая разработка с ПДК в едином комплексе с Южно-Киринским месторождением 3) С – малая величина запасов не обеспечит окупаемости; плановые убытки могут покрываться за счет добычи со всего лицензионного блока
Южно-Лунская структура 16 км/66 м	С1-АВ	1) С1 – получен промышленный приток из разведочной скважины; «–» означает, что запасы менее 150 млрд м3; месторождение в разведке 2) А – технология добычи с гравитационных платформ и ПДК опробована на шельфе Сахалина 3) В – недалеко от районов с развитой инфраструктурой, однако ожидаема низкая рентабельность добычи
Набильская морская 4 км/25 м	С3 АВ	1) С3 – не было бурения, но структура в зоне с доказанной нефтегазоносностью; не разведана 2) А – технология добычи с наклонной скважиной с берега доступна 3) В – недалеко от районов с развитой инфраструктурой, однако ожидаема низкая рентабельность добычи
Аяшская 22 км/64 м	С3 АВ	1) С3 – не было бурения, но структура в зоне с доказанной нефтегазоносностью; не разведана 2) А – технология добычи с гравитационных платформ и ПДК опробована на шельфе Сахалина 3) В – недалеко от районов с развитой инфраструктурой, однако ожидаема низкая рентабельность добычи
Восточно-Одоптинская 50 км/55 м	С3 АВ	Комментарии, аналогичные приведенным выше

Первая компонента рейтинга: категории геологических запасов и особенности строения месторождения

На текущий момент в качестве основы первого индекса N1 можно сохранить категорию запасов месторождения по действующей классификации. То есть индекс месторождения, на котором ведется добыча в соответствии с проектным документом, будет выглядеть как АN2N3. Значения N2 и N3 обсудим в следующих двух разделах статьи. Для других категорий запасов и ресурсов вместо А

в этом рейтинге будут иные обозначения: В, С1, С2, С3, D1, D2, соответственно. При планируемой смене нынешней классификации на новую в течение переходного шестилетнего периода нет никаких препятствий для замены первого индекса на соответствующий категории новой классификации. Эта возможность остается по причине несущественного отличия новой классификации от ныне действующей в части геологической изученности. Предстоит лишь сменить отдельные буквы. При формировании рейтинга конкретного месторождения не стоит забывать, что его отдельные части в соответствии с подсчетным планом могут относиться к разным категориям, например С1 и С2. Вероятнее всего, будет целесообразным в рейтинговых индексах указывать максимальную категорию запасов, имеющуюся на данном месторождении, а в количественных показателях запасов сохранить распределение по категориям, как это делается сейчас.

Кроме упомянутых выше категорий полезно указать и другую дополнительную важную геологическую информацию. Это можно сделать, например, добавлением знака «+» или «–» к соответствующей букве. Например, для гигантских месторождений с запасами свыше 500 млн т н. э. к первому индексу добавится «+». Для месторождений шельфа эту границу можно установить выше, на уровне 1 млрд т н. э., ввиду их меньшей доступности и рентабельности по сравнению с сухопутными. Напротив, для небольших морских месторождений с запасами меньше 150 млрд м3 газа можно при первом индексе указать «–». Основанием для этого может служить то, что на шельфе Арктики и Дальнего Востока пока нет примеров разработки более мелких по запасам морских месторождений, чем Киринское. Для сухопутных месторождений эта условная нижняя граница может быть меньше, например 10 млн т н. э. геологических запасов. Знак «–» можно использовать не только для обозначения небольших месторождений, но и для очень сложных по геологическому строению объектов, поскольку их параметры оцениваются с более высокой степенью неопределенности при сопоставимых категориях. Бесспорно, возможна и другая «мнемоника» для обсуждаемых нюансов вместо «+» или «–», в том числе и дополнительные цифровые или буквенные индексы при главных показателях, о которых мы писали выше.

Итак, мы условимся, что основой первого из трех индексов рейтинга будут служить категории запасов и ресурсов А, В, С1, С2, C3, D1, D2 с добавлением знаков «+» или «–» в необходимых ситуациях. При смене российской классификации эти индексы могут поменяться на новые. Для облегчения восприятия категорий на графических материалах и рисунках допустимо использовать следующую цветовую гамму: Для категорий А, В, С1 – зеленый цвет, для С2 – желтый цвет, для D1 и D2 – красный цвет. Очевидно, что эта «мнемоника» привязана к сигналам светофора: в случае зеленого цвета мы много знаем о месторождении, а в случае красного информации недостаточно. 

Вторая компонента рейтинга: технологии добычи на месторождении

Как мы ранее отмечали, для многих разведанных месторождений шельфа, часть которых относится к промышленной категории С1, до сих пор в мировой практике не существует апробированных технологий добычи. Это подтверждает высказанный нами ранее тезис, что вторым важнейшим фактором оценки привлекательности месторождений в составном рейтинге N1N2N3 является технологический. Здесь мы тоже должны условиться о буквенных индексах N2 для обозначения наличия или отсутствия технологий добычи для рассматриваемого месторождения. В связи с этим предлагаем следующие три «технологические» категории А, В и С, которые расшифруем ниже.

Категория А означает, что месторождение или залежь может быть освоена традиционными и апробированными методами, которые имеются в наличии, и на них не наложены какие-либо запреты или санкции. В эту категорию попадает большинство ныне разрабатываемых месторождений,

а также их возможных спутников, которые открыты в традиционных районах добычи.

Категория В означает, что у недропользователя в настоящее время нет в распоряжении доступных технологий для добычи продукции, но таковые могут быть заимствованы в плановые сроки до начала добычи либо технологии могут быть доработаны на основе имеющихся в мире аналогов и апробированы в опытном порядке на рассматриваемом месторождении.

В последнем случае желательно наличие заключенных договоров на поставку технологий к проектируемому сроку добычи.

Категория С означает, что ни у недропользователя, ни у российских или зарубежных компаний в настоящее время нет апробированных технологий добычи для таких месторождений. Все мыслимые технологии находятся на стадии концептуальных разработок или эскизных проектов либо отсутствуют вообще. Либо существующие мировые аналоги не могут быть применены в конкретных условиях месторождения по различным причинам, например природно-климатическим. Как и ранее, будем допускать добавление знаков «+» или «–» к соответствующим буквам на второй позиции для обозначения нюансов в необходимых ситуациях или пограничных случаях.

Для облегчения восприятия категорий на графических материалах и рисунках допустимо использовать следующую цветовую гамму: для категории А – зеленый цвет, для В – желтый цвет, для С – красный цвет.

Третья компонента рейтинга: экономико-географические параметры месторождения

Третьим важнейшим фактором оценки привлекательности месторождений в составном рейтинге N1N2N3, безусловно, является экономический. Вернее, в том контексте, в котором мы предлагаем его ввести, эту группу факторов лучше назвать экономико-географическими. Дело в том, что здесь мы будем обращать внимание не только и не столько на традиционные параметры экономической эффективности разведки и освоения перспективных объектов (ВНД и ЧДД), сколько на географическое положение объекта, его удаленность от традиционных районов промысла, наличие производственной и транспортной инфраструктуры, а также потребителей нефти или газа с рассматриваемого месторождения. Бесспорно, имеют значение и традиционные показатели экономической эффективности, однако только в тех случаях, когда их можно коррект­но рассчитать.

В некоторых предыдущих проектах новых российских классификаций, которые так и не были приняты, предлагалось делить месторождения на рентабельные, условно рентабельные и нерентабельные. При этом основным показателем для этого разделения была внутренняя норма доходности проекта (ВНД). Однако сейчас, когда цены на углеводородное сырье меняются столь существенно, а уровень предстоящих затрат оценить еще сложнее, говорить об определяющих значениях данных показателей экономической эффективности для какой-либо классификации некорректно. Поэтому мы им будем придавать лишь вспомогательное значение при прочих равных условиях, да и то не всегда, а только для высоких категорий запасов.

Теперь мы должны условиться о буквенных индексах N3 для обозначения всего комплекса экономико-географических факторов для рассматриваемого месторождения, принимая во внимание все вышеизложенные аргументы. В связи с этим предлагаем следующие три «экономические» категории А, В и С, которые расшифруем ниже.

Отнесение месторождения к категории А означает, что уже понесены основные капитальные затраты на обустройство промысла, имеется вся необходимая инфраструктура для доставки продукции к потребителям и с этими потребителями заключен договор на поставку. Оценочные расчеты экономической эффективности с большой степенью достоверности показывают нормальный уровень рентабельности проекта.

Отнесение месторождения к категории В означает, что месторождение имеет хорошее географическое положение, находится вблизи традиционных районов добычи с развитой производственной и транспортной инфраструктурой, в которой имеются свободные мощности для приема дополнительной продукции. Либо затраты на расширение инфраструктуры не слишком велики и намного меньше, чем оценочная стоимость обустройства самого месторождения, которое ожидается в обозримом будущем. Оцененные предстоящие капитальные затраты не должны быть заметно превышены, в связи с чем расчеты экономической эффективности говорят о большой вероятности достижения корпоративного уровня рентабельности. Проведенные детальные маркетинговые исследования указывают на потенциальных потребителей продукции, с которыми ведутся переговоры и подписываются соглашения о совместных намерениях в ближайшей перспективе.

Отнесение месторождения к категории С означает, что месторождение находится далеко от мест с развитой промышленной и транспортной инфраструктурой, потребители продукции и потенциальные рынки сбыта в отдаленном будущем неясны. Применение доходного метода стоимостной оценки (с расчетом ЧДД и ВНД) для таких месторождений нецелесообразно, поскольку в условиях большого количества неопределенностей это может дать ложную информацию, что, в свою очередь, приведет к ошибочным управленческим решениям.

Условимся, что на графических материалах и рисунках допустимо использовать ту же цветовую гамму, что и для «технологического» индекса, а именно: для категории А – зеленый цвет, для В – желтый цвет, для С – красный цвет.

Как и ранее, будем допускать добавление знаков «+» или «–» к соответствующим буквам на третьей позиции для обозначения нюансов в необходимых ситуациях или пограничных случаях. Например, рейтинг разведанного, но еще не эксплуатируемого месторождения со стандартными технологиями добычи, на продукцию которого уже оформлены контракты, будет выглядеть так: С1АВ+. С1 на первой позиции показывает геологическую категорию запасов. Наличие А на второй позиции говорит о применении стандартных и апробированных технологий добычи. Тот факт, что на третьей позиции стоит B вместо А, говорит о том, что что основные капитальные затраты по проекту еще не понесены, в связи с чем достижение корпоративного уровня рентабельности по этому проекту пока под вопросом. Причина в том, что на данной стадии прогнозные доходы и затраты на весь планируемый период разработки не могут быть оценены с приемлемой точностью. Последний плюс после В означает, что, несмотря на это, основная часть продукции с данного месторождения уже законтрактована.

В заключение данного раздела отметим, что третий индекс наиболее изменчив во времени, поскольку экономическая ситуация меняется очень динамично. Однако он вполне стабилен по сравнению с традиционными показателями эффективности ВНД и ЧДД, которые по факту могут меняться вслед за ценой, причем едва ли не ежедневно, оставаясь при том неизменными в отчетных проектных документах. В отличие от них предлагаемая ныне трактовка N3 в экономико-географическом смысле, опирающаяся преимущественно на наличие промысловой и региональной инфраструктуры, а также на наличие фактических или потенциальных потребителей продукции в проектных объемах, является более фундаментальной и долговременной. Тем не менее этот показатель тоже подвержен изменениям по мере разведки месторождения, проектирования разработки, начала добычи и динамике отбора продукции.

Проблема согласованности рейтинговой системы оценки с государственным балансом запасов УВ

Одна из причин, по которой предыдущие попытки введения новых вариантов классификации не удавались, заключается в том, что требовалась огромная техническая работа по кардинальной переделке государственного баланса запасов нефти и газа. Предполагались переходные периоды в несколько лет, когда параллельно существовало бы два баланса, но все равно при этом не было ясности, как это делать, а объемы предстоящей работы казались непосильными. Другая «фобия» заключалась в том, что объем запасов по стране катастрофически уменьшится, и это тоже пугало очень многих управленцев.

Что же изменится с государственным балансом запасов УВ, если допустить внедрение данной системы? Как уменьшатся запасы и насколько тяжело будет осуществить переход на новую систему?

Каким это ни покажется странным, с внедрением предлагаемой системы не возникнет никаких

проблем, обозначенных выше. Кратко рассмотрим, почему это так.

Во-первых, мы полностью сохранили в первом индексе сущест­вующую на сегодня классификацию запасов по степени геологической изученности. Это означает, что величина запасов брутто в масштабах всей страны, а также отдельных нефтегазоносных провинций, областей и зон никак не изменится. Во-вторых, вся дополнительная работа сведется лишь к сортировке этих запасов по категориям второго и третьего индекса общей рейтинговой оценки. Для этого надо завести в базу данных эти характеристики в дополнение к имеющимся категориям А, В, С1, С2 (или новым). Затем можно автоматически делать выборки по любым параметрам, например по категориям других индексов: технологическим или экономическим, и получить распределение запасов по этим признакам. Как результат, запасы, относимые ранее к одной категории, разобьются на несколько подгрупп.

В итоге можно действительно провести серьезный и всесторонний анализ структуры запасов, выявить активные их части разного уровня. Будет отчетливо ясно, для каких запасов необходимо развивать новые технологии добычи, а для каких – заботиться о создании новой инфраструктуры в масштабах государства и т. п.

И главное, станет понятно, сколько таких запасов в пределах отдельных регионов или государства

в целом. Все это позволит использовать государственный баланс запасов УВ для планирования бюдж

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 12 2017

О здоровой конкуренции между сжиженным и трубопроводным газом, о проектной мощности завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) в Усть-Луге, общей задаче возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и газа в деле оздоровления климата и многом другом журналу «Газовая промышленность» рассказывает директор блока «Комплексные газовые проекты и новые источники энергии» концерна «Шелл» Маартен ВЕТСЕЛААР.

HTML

– Концерн «Шелл» – один из пяти иностранных инвесторов проекта «Северный поток – 2», в апреле 2017 г. подписавший обязательства по его финансированию. Перспективы этого проекта вы в целом положительно оценили в Петербурге на Петербургском Международном Газовом Форуме. Может ли повлиять на график строительства газопровода «банковская блокада» со стороны США?

– Мы финансируем проект «Северный поток – 2», потому что твердо верим в будущее природного газа, который призван играть важную роль в экономичном решении задач по декарбонизации экономики стран Евросоюза. Необходимо, постепенно отказываясь от производства электричества на угольных станциях, переходить на природный газ, который является более чистым топливом, и возобновляемые источники энергии. Согласно прогнозам роль природного газа в странах Евросоюза в предстоящие годы будет возрастать. В то же время собственная добыча газа в Европе будет сокращаться. Поэтому Евросоюзу нужны дополнительные источники поставок газа, даже если спрос на этот энергоноситель не изменится, а поставки газа по действующим маршрутам будут идти в прежних объемах. Проект «Северный поток – 2» обеспечит Евросоюзу надежный доступ к природному газу по конкурентным ценам. Дополнительные объемы импорта СПГ также будут востребованы, что даст европейским потребителям возможность воспользоваться плодами здоровой конкуренции между трубопроводным газом и СПГ, независимо от того, будет ли он поставляться из США или других стран.

Таким образом, наше решение участвовать в финансировании проекта «Северный поток – 2» основывается, в частности, на расчетной окупаемости инвестиций и оценке положительных эффектов, которые окажет строительство этого газопровода на поставки дополнительных объемов газа в Европу. Кроме того, проект способствует углублению наших стратегических отношений с ПАО «Газпром».

Что касается американских санкций… Мы проводим оценку возможного их влияния на наш бизнес, включая «Северный поток – 2». Могу вас заверить, что на сегодняшний день концерн «Шелл» остается верен своим контрактным обязательствам и будет действовать в соответствии с ними при полном соблюдении применимых санкций и мер контроля в сфере внешней торговли.

 

– Чем вызван интерес концерна «Шелл» к проекту «Балтийский СПГ»?

– Согласно прогнозам в период с 2015 по 2030 г. спрос на СПГ будет расти на уровне 4–5 % в год – вдвое быстрее, чем спрос на природный газ. Спрос на СПГ, главным образом, будет увеличиваться за счет стран, расположенных к востоку от Суэца. Прежде всего, это Китай, Индия и страны Юго-Восточной Азии. Торговля СПГ также изменится с учетом потребностей покупателей, включая использование более гибких краткосрочных контрактов на небольшие объемы.

СПГ позволяет странам справляться с колебаниями сезонного спроса на топливо, а также делает газ доступным для стран, где спрос на него сравнительно небольшой. Но возможности использования СПГ отнюдь не ограничиваются развивающимися экономиками Азии. Новые рынки открываются сегодня по всему миру. Взять, к примеру, такую сферу, как морской транспорт. В 2018 г. ПАО «Совкомфлот» спустит на воду первый в мире нефтяной танкер на газомоторном топливе. Поставки СПГ-топлива для этого проекта будет осуществлять «Шелл».

«Газпром» и «Шелл» уже имеют совместный опыт производства сжиженного природного газа в России – это действующий и очень успешный проект «Сахалин-2». И я очень рад, что мы договорились рассмотреть возможности строительства второго завода по производству СПГ. Планируется, что на этом втором заводе, известном как проект «Балтийский СПГ», будут две технологические линии суммарной мощность около 10 млн т СПГ в год. В настоящее время наши компании работают над подготовкой совместного технико-экономического исследования для этого проекта.

 

– «Шелл» является одним из крупнейших иностранных инвесторов в энергетический сектор России. Например, моторное масло с технологией PurePlus, произведенное из природного газа, выпускается на заводе концерна «Шелл» в Торжке. Означает ли это, что «Шелл» видит новые возможности для размещения производства в России?

– «Шелл» производит смазочные материалы в России начиная с 2012 г. Тогда «Шелл» первым из международных нефтегазовых компаний открыл в России комплекс по производству смазочных материалов. Два года спустя мы приступили к производству смазочных материалов с технологией PurePlus на нашем заводе в Торжке.

Наши масла с технологией PurePlus – революционный продукт, который производится методом конверсии природного газа в совершенно прозрачное базовое масло практически без примесей, характерных для сырой нефти. А поскольку моторное масло примерно на 75–90 % состоит из базового масла, это большой шаг вперед.

По своим эксплуатационным характеристикам наши масла с технологией PurePlus превосходят традиционные базовые масла. Они продлевают ресурс двигателя, оберегают его от загрязнения. Более того, применение этих масел экономит топливо, снижает затраты на техобслуживание автомобиля и потребление масла.

 

– «Шелл» неоднократно демонстрировал в России модель плавучего комплекса по производству СПГ Prelude, например на конференции «Нефть и газ Сахалина» и на Петербургском Международном Газовом Форуме. Каковы перспективы применения судов такого типа (FLNG) в России? Может ли быть локализовано производство таких судов на российских верфях?

– Плавучий комплекс Prelude является первым плавучим заводом по производству СПГ, который построил концерн «Шелл». Комплекс предназначен для сжижения природного газа, добываемого на удаленных морских месторождениях, разработка которых ранее считалась нерентабельной или слишком сложной в техническом плане.

В июле 2017 г. плавучий комплекс Prelude, который строился на судостроительном заводе компании Samsung Heavy Industries в г. Кодже (Южная Корея), вошел в воды Австралии. Здесь, на расстоянии 476 км к северо-востоку от г. Брум, на побережье штата Западная Австралия, Prelude встал на якорь, и началась подготовка к пуску комплекса в эксплуатацию. Проектная мощность комплекса Prelude составляет 5,3 млн т СПГ в год. В будущем плавучий комплекс можно переместить на другие морские месторождения.

Технически плавучие комплексы по производству СПГ можно использовать при разработке морских месторождений газа в России. Однако в каждом конкретном случае использование таких комплексов должно быть экономически оправданно. Что касается локализации производства плавучих СПГ-комплексов, могу сказать, что промышленность России сегодня развивается успешно, поэтому не удивлюсь, если в ближайшем будущем российские верфи смогут решать такие сложные задачи, как строительство плавучего комплекса по производству СПГ, особенно в сотрудничестве с ведущими мировыми производителями.

 

– Около года назад Оливье Лазар, в то время председатель концерна «Шелл» в России, дал интервью нашему журналу, в котором рассказал о Меморандуме о сотрудничестве в области охраны труда и производственной безопасности, подписанном «Шелл» и ПАО «Газпром» в 2015 г. Каковы первые результаты этого Меморандума?

– Наше стратегическое сотрудничество с ПАО «Газпром» уникально тем, что оно подкрепляется дальнейшим сближением наших ценностей. В 2015 г. мы совершили прорыв, подписав Меморандум о сотрудничестве в области охраны труда и производственной безопасности. Эта инициатива улучшит обмен опытом в профилактике производственного травматизма и аварий, в которых гибнут люди, будь то наши сотрудники, подрядчики, субподрядчики или представители населения регионов, в которых мы работаем. Мы и наши коллеги уверены, что любую аварию можно предотвратить, что мы в силах избежать травматизма и жертв на производстве и сделать так, что любой объект, операция или офис, где «Газпром» и «Шелл» работают вместе, однажды станут самым безопасным местом на Земле.

За последние два года наши эксперты по вопросам охраны труда неоднократно встречались с коллегами из «Газпрома», посещали производственные объекты, участвовали в мероприятиях в рамках Дня безопасности, обменивались опытом и наилучшими практиками и обсуждали, как можно улучшить охрану труда в наших совместных предприятиях. «Шелл» и «Газпром» принимали участие в важных отраслевых мероприятиях, таких как Российская неделя охраны труда и Международная конференция «Нефть и газ Сахалина».

 

– Выступая на Международном Газовом Форуме в Санкт-Петербурге, вы сравнили газовую отрасль с конькобежцами. С чем вы сравнили бы «забег» между газом и возобновляемыми источниками энергии? Особенно если принять во внимание, что природный газ является ведущим источником энергии? Смогут ли возобновляемые источники «догнать» газ, и если да, то когда?

– Не думаю, что природный газ и возобновляемые источники энергии конкурируют между собой. Скорее, речь идет о партнерских отношениях. Поэтому, если продолжить спортивную аналогию, газ и возобновляемые источники подобны двойке бобслеистов, которые в одних санях вместе несутся в одном направлении, делая все, чтобы развить максимальную скорость.

Природный газ имеет существенные преимущества, если его использовать совместно с возобновляемыми источниками энергии, например с энергией ветра или Солнца. Такая конвергенция будет играть важную роль в реализации целей ООН в борьбе с изменениями климата. Вывод на полную мощность современных газовых электростанций требует втрое меньше времени по сравнению с угольными. Это означает, что газовые электростанции могут быстрее реагировать на повышение спроса на электро-энергию, при этом не испытывая зависимость от погодных условий, как ВИЭ.

К примеру, в Бразилии электричество генерируется в основном гидроэлектростанциями. Когда выпадает много осадков, реки полноводны, ГЭС работают в полную силу и потребности в СПГ нет. Но, когда осадков выпадает мало, реки обмелевают, ГЭС теряют производительность и потребность в СПГ резко возрастает. В 2011 г. 90 % электричества в Бразилии вырабатывалось гидроэлектростанциями. К 2015 г. эта доля сократилась примерно до 70 %, потому что страна переживала сильнейшую засуху и пришлось увеличить потребление газа, чтобы удовлетворить спрос на электричество. За четыре года импорт СПГ увеличился там на 800 %. Сегодня нет технических решений, которые позволили бы обеспечить сохранение энергии в количестве, способном удовлетворить такие огромные сезонные колебания спроса. Поэтому газ как нельзя лучше подходит на роль замещающего источника энергии, использование которого позволяет справиться с этой задачей.

Несмотря на всю свою важность, ВИЭ не могут удовлетворить потребности всего человечества в энергии. Сегодня на их долю приходится примерно 20 % потребляемой электроэнергии. Таким образом, чтобы увеличить долю возобновляемых источников в энергетике, нужно сначала увеличить использование электроэнергии в ключевых секторах экономики. В некоторых секторах, таких как, например, производство одежды или продуктов питания, будет достаточно просто перейти на электроэнергию, получаемую из возобновляемых источников. Но в других секторах использовать электричество в обозримом будущем не представляется возможным. Природному газу отводится важная роль в энергобалансе будущего в процессе перехода к низкоуглеродной экономике. Газ является самым чистым углеродным топ- ливом, при сжигании которого образуется вдвое меньше парниковых газов и менее 10 % атмосферных загрязнений, которые дает сжигание угля для производства электроэнергии.

Запасы природного газа разбросаны по всему миру. Это доступный источник энергии для многих стран. В мире существует глобальная сеть газопроводов, которая постоянно расширяется. А в тех случаях, когда трубопроводы не доходят до потребителя, газ можно охладить до жидкого состояния, что уменьшает его объемы и позволяет безопасно транспортировать на большие расстояния.

 

– Не могли бы вы рассказать о преимуществах и потенциале крупно-, средне- и малотоннажного производства СПГ? Например, как масштабы производства влияют на качество продукции или эффективность производства?

– Как правило, качество СПГ никак не зависит от масштабов производства. Малотоннажные заводы по производству сжиженного природного газа имеет смысл строить в тех случаях, когда их продукция ориентирована на местный рынок и потребности местных потребителей. Но если вы не хотите ограничиваться местным рынком и планируете экспортировать большие объемы СПГ на региональные и глобальные рынки, то более эффективным будет крупнотоннажное производство сжиженного природного газа.

 

– Газ в качестве моторного топлива – какими видит перспективы этого направления известная каждому автомобилисту марка «Шелл»?

– Мы высоко оцениваем перспективы использования СПГ в качестве моторного топлива в транспортном секторе и работаем в этом направлении. В Европе и Северной Америке с 2015 г. действуют экологические стандарты, требующие от судоходных компаний снизить локальные выбросы. Помочь выполнить эти требования может использование СПГ, так как это газомоторное топливо практически не имеет примесей в виде серы и твердых частиц. СПГ потенциально можно использовать в качестве топлива на круизных лайнерах, паромах, баржах и буксирных судах. Более того, СПГ в качестве топлива уже используется на судах, которые ходят на внутренних водных путях, например на паромах в Норвегии.

«Шелл» активно развивает бизнес по использованию СПГ в качестве газомоторного топлива. Так, мы купили норвежскую компанию Gasnor, которая поставляет СПГ в качестве топлива для судов и промышленных потребителей. В 2015 г. мы стали первой компанией, которая начала пользоваться новой инфраструктурой для обслуживания транспорта на СПГ, включая терминал и причал в порту Роттердама. Наличие этих инфраструктурных объектов позволяет наращивать использование СПГ в качестве газомоторного топлива на судах в Северо-Западной Европе. А в 2016 г. мы подписали Соглашение с корпорацией Carnival Corporation, крупнейшим в мире круизным туроператором, о поставках СПГ-топлива для обслуживания двух крупнейших в мире пассажирских круизных лайнеров.

В этой области мы успешно сотрудничаем с ПАО «Совкомфлот». В апреле 2017 г. «Шелл» и Группа компаний «Совкомфлот» подписали Соглашение о поставках СПГ в качестве топлива для серии первых в мире нефтетанкеров типоразмера «Афрамакс», которые будут работать на газомоторном топливе. Четыре таких танкера будут заняты в транспортировке сырой нефти и нефтепродуктов на Балтике и в Северной Европе. По условиям Соглашения, поставка СПГ-топлива на танкеры будет проводиться с бункеровочного судна у терминала GATE (Gas Access to Europe) в Роттердаме, Нидерланды, а второй пункт заправки будет расположен на Балтике.

Использование СПГ-топлива для большегрузных дальнемагистральных автомобилей имеет большой потенциал, прежде всего в плане снижения затрат на топливо по сравнению с обычным дизелем. Кроме того, газомоторное топливо может помочь снизить выбросы серы, твердых частиц и оксидов азота, а также парниковых газов на этапах производства топлива и при его использовании. Более того, процесс сгорания СПГ-топлива в двигателях с искровым зажиганием происходит тише, чем в дизельных моторах. Это означает, что грузовики, использующие СПГ в качестве топлива, могут работать дольше там, где действуют ограничения уровня шума, например при доставке товаров в супермаркеты в спальных районах.

– Концерн «Шелл» известен своими научно-исследовательскими разработками, которые, в частности, позволили создать высококачественные моторные масла из природного газа, используя технологию газожидкостной конверсии (ГЖК). Могут ли в ближайшее время на рынке появиться другие уникальные продукты газохимии от «Шелл»?

– Многие годы напряженной работы позволили создать технологию газожидкостной конверсии, которую мы сейчас используем на нашем заводе Pearl в Катаре для производства, в частности, синтетических моторных масел, смазочных материалов, чистого дизеля и авиационного топлива. Я считаю, что такие инновации очень важны для нашего будущего, которое требует все больше чистой энергии. Поэтому отвечу на ваш вопрос так: да, инновационное развитие – это наш путь, и мы никогда не откажемся от него.

Но это непростая задача. При сегодняшних ценах на нефть «Шелл», да и вся наша отрасль, должен существенно упростить механизм выполнения проектов и резко снизить связанные с этим затраты. Для разработки новых технологий, их доводки и последующей коммерциализации нужны большие инвестиции. Для концерна «Шелл» обострение ценовой конкурентной борьбы означает, что мы должны постоянно улучшать и создавать новые технологии, которые позволят нам быстро снижать себестоимость продукции и эксплуатационные затраты, повышать эффективность производства. Говоря простым языком, инновации нужны нам, чтобы повышать прибыль и снижать выбросы. Это касается всех сегментов нашего бизнеса: и технологий, которые позволяют нам добывать нефть и газ на больших глубинах, и развития нефте- и газохимии, и повышения надежности оборудования и технологических процессов.

Интервью подготовил Дмитрий Константинов

neftegas.info

Территория Нефтегаз № 10 2017

По заданию ПАО «Газпром» специалисты завода «Некст Трейд» (Воронеж) в сжатые сроки произвели ремонт антипомпажного клапана фирмы «Моквелд» (Нидерланды) RZD_RQX 12" ANSI 600, вышедшего из строя на компрессорной станции (КС) «Волховская». К поставленной задаче менеджмент завода подошел комплексно: был не только произведен ремонт оборудования, но и разработаны инженерные решения по изменению конструкции клапана, позволяющие в дальнейшем продлить срок его службы. Предполагается, что пакет предложений будет направлен ООО «Некст Трейд» в АО «Оргэнергогаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для прохождения процедуры технических согласований. Об этой работе ООО «Некст Трейд» рассказал директор по производству Сергей ДАВЫДОВ.

HTML

Несомненно, оборудование компании «Моквелд» было и остается одним из самых надежных в своей категории. Это обусловлено 30-летним успешным опытом работы компании в области производства регулирующих, антипомпажных и обратных клапанов. Мне посчастливилось дважды посетить производственные площадки «Моквелд» и лично убедиться в высоком технологическом уровне всех производственных процессов и качестве используемого оборудования. В то же время в последнее время многие специалисты, эксплуатирующие оборудование «Моквелд», стали отмечать тот факт, что компания старается минимизировать требования по прочностным характеристикам материалов и пределам пропускной способности. Свою функцию при этом клапаны выполняют. Однако в мае 2017 г. на КС «Волховская» (объект ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург») при осмотре антипомпажного клапана «Моквелд» RZD_RQX 12" ANSI 600 были выявлены многочисленные трещины и вырывы металла с поверхности сепаратора (трима) (рис. 1).

При принятии решения о выборе площадки для ремонта клапана в Департаменте 308 ПАО «Газпром» было учтено, что срок поставки оригинальных запасных частей «Молквед» составит не менее шести месяцев и потребует значительных финансовых инвестиций. Поэтому было решено передать два клапана «Моквелд» типа RZD_RQX 12'' ANSI 600 для ремонта на российские заводы, изготавливающие аналогичное оборудование и внесенные в Реестр поставщиков ПАО «Газпром». Для выполнения данной задачи были выбраны два завода: ООО «Некст Трейд» (Воронеж) и ОАО «ТЭМЗ» (Томск).

На заводе «Некст Трейд» было решено подойти к поставленной задаче комплексно, т. е. не только провести капитальный ремонт клапана, установив запасные части собственного производства, но и понять причину износа сепаратора (трима) и дать рекомендации для продления сроков службы оборудования.

По нашему заказу ООО «Компания Металл-экспертиза» (Москва) провела полную металлографическую экспертизу изношенного сепаратора (трима) клапана «Моквелд» RZD_RQX 12" ANSI 600 (табл. 1–2).

Компания ООО «НПП ИнтерПолярис» (Воронеж), партнеры ООО «Некст Трейд» с 2014 г. в области гидродинамических и прочностных расчетов, провели гидродинамический и прочностной расчет клапана RZD_RQX 12" ANSI 600 и предложили вариант решения существующей проблемы в виде использования щелевого сепаратора, основываясь на следующих выводах: режим работы клапана реализуется при степени сжатия компрессора 1,38 и является наиболее напряженным режимом работы клапана. На данном режиме сепаратор испытывает нагружение максимальным по абсолютной величине перепадом давления (табл. 3).

В соответствии с исходными данными при проектировании клапана в рабочей среде могут содержаться абразивные частицы размером до 40 мкм, что может привести к газоабразивному изнашиванию деталей клапана при некорректном выборе их конструкции и материалов. Процесс газоабразивного изнашивания определяется видом разрушения поверхностного слоя и снижением прочностных свойств материала. Наиболее сильное влияние на процесс газоабразивного изнашивания и его интенсивность оказывают скорость частицы в момент удара, угол атаки и соотношение значений твердости материала и абразива.

Применение сталей мартенситно-аустенитного класса с повышенным содержанием хрома и никеля благоприятно сказывается на износостойкости, повышая прочность и вязкость поверхностного слоя, что особенно заметно при больших углах атаки. Для повышения износостойкости элементов конструкции могут применяться как специальные сплавы, так и покрытия из износостойких материалов или вставки из износостойких материалов (например, карбида вольфрама). Для повышения поверхностной твердости материала может быть использовано цементирование или азотирование материала. При малом массовом содержании абразивных частиц и перепадах давления до 3 МПа добиться эрозионной стойкости можно за счет базового материала сепаратора без применения дополнительных методов повышения твердости материала. В результате анализа приведенных выше источников в качестве материала сепаратора был выбран сплав 07Х16Н6, сочетающий высокую твердость с достаточно большим количеством остаточного аустенита, повышающего долговременную эрозионную стойкость. Снижение газоабразивного изнашивания разработанного сепаратора может быть достигнуто также за счет оптимизации формы проходных сечений. Применение щелевой профилировки позволяет значительно понизить сдвиговые напряжения в проходных сечениях, что благоприятно скажется на долговечности конструкции.

К тому же условная пропускная способность клапана с разработанным сепаратором составила Cv = 3217,3 м3/ч против 2415 м3/ч, заявленной компанией «Моквелд». Это дает запас в 25 % по помпажу. То есть при открытии клапана на 75 % мы гарантированно уходим из аварийной зоны работы газоперекачивающего агрегата (ГПА).

Комплексное решение проблемы газоабразивного изнашивания заключается в модернизации сепаратора по двум направлениям: замене материала на 07Х16Н6 и применению новой формы проходных сечений без изменения характеристик работы клапана.

Заказчиком было отклонено предложение по применению щелевого сепаратора из-за существенного изменения конструкции клапана и предложено согласовать данные изменения в АО «Оргэнергогаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В результате мы пошли по пути копирования конструкции сепаратора компании «Моквелд», выполнив 2832 отверстия диаметром 5 мм (рис. 3).

В середине сентября 2017 г. клапан прошел заводские испытания в присутствии представителя заказчика и был отправлен на КС «Волховская» для дальнейшей эксплуатации.

 

ВЫВОДЫ

Ремонт клапанов, как регулирующих, так и антипомпажных, эффективен на заводах – изготовителях аналогичной продукции, внесенных в Реестр поставщиков ПАО «Газпром», по причинам наличия:

• технологий и оборудования;

• складского запаса материалов;

• квалифицированного персонала, способного быстро и эффективно оценить проблему и подготовить рабочую документацию;

• отработанных кооперационных связей с поставщиками.

Все перечисленные факторы позволяют значительно сократить сроки изготовления запасных частей и ремонта оборудования в заводских условиях – до двух месяцев.

Несмотря на то что мы смогли применить только одно решение по увеличению срока службы сепаратора из двух предложенных, мы уверены, что это даст положительный эффект.

В процессе изготовления деталей и ремонта клапана были отработаны новые технологические решения, изготовлена спец- оснастка, подобран оптимальный инструмент, отработаны кооперационные связи с поставщиками материалов и уплотнений, что в совокупности поможет сократить сроки капитального ремонта клапанов регулирующих фирмы «Моквелд» на нашем предприятии.

 

Таблица 1. Сравнительный анализ результатов металловедческих исследований по механическим свойствам сепаратора (трима)

Показатель	ASTMA276 CA6NM (по паспорту «Моквелд»)	По результатам исследования ООО «Компания «Металл-экспертиза»	07Х16Н6 (материал, используемый «Некст Трейд»)
Временное сопротивление, Н/мм2	795	780,2	1176
Предел текучести, Н/мм2	620	643,1	980
Относительное удлинение , %	15	33,3	12–13
Разрушающая нагрузка, кН	–	22,08	–

 

Таблица 2. Сравнительный анализ результатов металловедческих исследований по твердости трима

Показатель	ASTMA276 CA6NM (по паспорту «Моквелд»)	По результатам исследования ООО «Компания «Металл-экспертиза»		07Х16Н6 (материал, используемый «Некст Трейд»)
		поврежденный участок	участок без повреждений
Среднее значение HRC	23	23,2	23	34–41

Группа компаний «Некст Трейд» 394038, РФ, г. Воронеж, ул. Дорожная, д. 17, лит. З Тел./факс: +7 (4732) 60-50-05 (многоканальный) E-mail: [email protected]

 

neftegas.info

Территория Нефтегаз Спецвыпуск № 4 2017

Для достижения высокого уровня безопасности необходимо формировать и интегрировать культуру безопасности во всех сферах производственной деятельности. Культура безопасности является одним из ключевых факторов, влияющих на эффективность функционирования предприятий нефтегазовой отрасли наряду с технологиями производства и управления. Формирование культуры производственной безопасности высокого уровня – необходимое условие достижения стратегической цели ПАО «Газпром». В статье приводятся результаты оценки уровня культуры производственной безопасности в дочерних обществах ПАО «Газпром». С этой целью была разработана анкета для оценки уровня зрелости в области культуры безопасности, включающая 10 групп показателей, в числе которых ответственность, лидерство, информированность, компетенции, субподрядчики, мотивация и др. По результатам анкетирования выполнена оценка среднего значения уровня культуры безопасности ПАО «Газпром», составившая 3,2 по 5‑балльной шкале, что соответствует прогнозируемому уровню. Анализ также показал существенное различие в уровнях зрелости культуры производственной безопасности групп дочерних обществ, классифицированных по видам деятельности (добыча, транспортировка, хранение, переработка, строительство, энергетика, научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы и проектные работы), а также наличие групп показателей культуры безопасности с оценками ниже среднего уровня. Это позволило выделить первоочередные проблемы, по которым необходимо принять определенные управленческие решения, направленные на дальнейшее развитие культуры безопасности в ПАО «Газпром», а также сформировать рекомендации по улучшению культуры производственной безопасности на основе анализа полученных оценок.

Ключевые слова: НЕФТЕГАЗОВАЯ СФЕРА, КУЛЬТУРА БЕЗОПАСНОСТИ, ПОКАЗАТЕЛЬ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ, ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, УРОВЕНЬ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ, ОЦЕНКА УРОВНЯ КУЛЬТУРЫ БЕЗОПАСНОСТИ.

Авторы:

УДК 331.45, 614.8Д.В. Пономаренко, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), [email protected] В.В. Лесных, д.т.н., проф., ООО «НИИгазэкономика» (Москва, РФ), [email protected], М.А. Панова, ООО «НИИгазэкономика», [email protected]

Литература:

1. Стратегия развития системы управления производственной безопасностью ПАО «Газпром» на период до 2020 г. (утв. Приказом Правления ПАО «Газпром» от 22 июня 2017 г. № 432).

2. OGP – A Guide to Selecting Appropriate Tools to Improve HSE Culture Report No. 435. March 2010. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ru.scribd.com/document/103320075/A-Guide-to-Selecting-Appropriate-Tools-to-Improve-HSE-Cultu... (дата обращения: 17.09.2017).

3. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 5 марта 2011 г. № 104 «Об утверждении и введении в действие федеральных норм и правил в области использования атомной энергии «Общие положения обеспечения безопасности радиационных источников» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902268267 (дата обращения: 17.09.2017).

4. Культура безопасности: доклад Международной консультативной группы по ядерной безопасности. Вена: МАГАТЭ, 1991 [Электронный ресурс]. Режим доступа: www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/Pub882r_web.pdf (дата обращения: 17.09.2017).

5. Распоряжение от 4 июля 2013 г. № 1498р «Об утверждении Руководства по созданию Системы менеджмента безопасности движения в холдинге «РЖД» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://jd-doc.ru/2013/iyul-2013/4576-rasporyazhenie-oao-rzhd-ot-04-07-2013-n-1498r (дата обращения: 17.09.2017).

6. ГОСТ Р 22.3.08–2014. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Культура безопасности жизнедеятельности. Термины и определения [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200111612 (дата обращения: 17.09.2017).

7. Пономаренко Д. В., Ивенков С. Г., Панова М. А., Лесных В. В. Проблемы формирования культуры безопасности в нефтегазовой сфере // Безопасность труда в промышленности. 2016. № 10. С. 65–70.

8. Hudson P.  Safety Management and Safety Culture. The Long, Hard and Winding Road [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.caa.lv/upload/userfiles/files/SMS/Read%20first%20quick%20overview/Hudson%20Long%20Hard%20Winding... (дата обращения: 17.09.2017).

neftegas.info

---

Смотрите также

• 
  Журналы западников и славянофилов
• 
  Журнал секретарь референт читать
• 
  Валерий румянцев журнал рассказ
• 
  Электронные библиотеки журналов бесплатные
• 
  Киров журнал моя семья
• 
  Журнал наука и молодежь
• 
  Журнал молодежь и наука
• 
  Журнал бисер чудесные мгновения
• 
  Журнал регистрации служебных записок
• 
  Журналы о молочных продуктах
• 
  Вязание журнал дуплет крючком