трубопроводный транспорт · 2012. 9. 21. · 01 трубопроводный [теория и практика] транспорт Журнал о передовых

трубопроводный

[теория и практика]www.vniist.ru

транспортАктуальные вопросы безопасности «Северного потока»

Возможное влияние высокого гидростатического давления на процессы коррозии труб газопровода, проходящего по дну Черного моря

Государственные программы развития нефтяного сектора в РФ. Шельфовая зона

экономика 56

технологии транспорта нефти и газа 26

проекты 07

Журнал о передовых разработках

в сфере трубопроводного

транспорта

№5 (27) октябрь

2011


[теория и практика]транспорт

Учредитель — ОАО ВНИИСТЖурнал издается с 2005 г.Включен в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук (редакция — июнь 2011 года)

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

цена за номер_1900 р. (включая НДС)

периодичность_1 выпуск каждые 2 месяца

распространение_Адресная система. Журнал рассылается подписчикам заказными бандеролями

подписка_Варианты оформления подписки:

Агентство «Роспечать»,

каталог «Газеты. Журналы»

Индекс: 18226.

Просьба указывать подробный почтовый адрес для гарантированной доставки издания.

Альтернативные агентства подписки

Редакция журнала:

Адрес: 105187, Москва, Окружной проезд, 19.

Телефон: (495) 225-13-67.

Факс: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected].

В адрес редакции необходимо направить заявку — гарантийное письмо с указанием реквизитов организации и подтверждением оплаты.В стоимость подписки входит почтовая доставка.

Более подробная информация о журнале на официальном

сайте ОАО ВНИИСТ

www.vniist.ru

01


[теория и практика]транспорт

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

№ 5 (27) октябрь 2011

Журнал входит в перечень ВАК «Ведущие рецензируемые научные журналы и издания, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук»(Решение Президиума ВАК Минобрнауки России от 17 июня 2011 г.)

04 Унификация работ по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений

В настоящий момент одним из основных стратегических направлений Компании ТНК-ВР является сокращение издержек в процессе добычи, подготовки и транспортировки сырья. В первую очередь, это затрагивает оптимизацию неэффективно используемых мощностей наземной инфраструктуры на зрелых месторождениях с учетом перспективы падения профиля добычи. Для решения этой задачи проводится реинжиниринг инфраструктуры. В статье рассматривается вопрос унификации работ на ключевых этапах реинжиниринга, принципы разработанной Методологии реинжиниринга, а также перспективы совершенствования Методологии.

тема номера

И.В. Цыкин, О.В. Завьялов, ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»; Н.С. Соловей, ОАО ВНИИСТ

проекты

технологии транспорта нефти и газа

26

Г.Л. Кофф, И.В. Чеснокова, О.В. Попова, Институт водных проблем РАН; Б.А. Ассинов-ская, Главная (Пулковская) астрономическая обсервато-рия РАН

07 Актуальные вопросы безопасности «Северного потока»В статье описаны процедуры для решения задач надежности и безопасно-сти строительства и эксплуатации трубопроводов. Показаны действия для снижения рисков, которые должны быть эффективны и рациональны по экономическому, социальному и природоохранному критериям. Оценивает-ся сейсмическая опасность в регионе Восточной Балтики.

В.Н. Сызранцев, С.Л. Голофаст, ГОУ ВПО «Тюменский госу-дарственный нефтегазовый университет»

В.Д. Данкин, Е.У. Масютина, Е.М. Ловцова, ОАО ВНИИСТ

С.А. Лубенский, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

14 теория Вероятностная оценка прочностной надежности трубопроводов

В статье рассмотрен вероятностный подход к оценке прочностной надеж-ности трубопроводов, позволяющий в отличие от детерминированных методов оценить вероятность отказа участков линейной части трубопрово-дов с учетом случайного спектра внешних нагрузок, статистической природы механических свойств металла и геометрических параметров труб. Приведен пример оценки вероятности отказа двух участков газопровода Уренгой – Сургут – Челябинск на основе фактических данных о рабочем давлении и температуре транспортируемого газа.

23 теория Экономические аспекты использования труб с внутренним антикоррозионным покрытием

В статье кратко рассмотрены вопросы коррозии трубопроводов в нефте-добывающей промышленности, необходимость применения и состояние производства труб с внутренним антикоррозионным покрытием. Приведены основные критерии оценки и методика расчета экономической эффективно-сти применения труб с внутренней изоляцией.

практика Возможное влияние высокого гидростатического давления на процессы коррозии труб газопровода, проходящего по дну Черного моря

В связи с прохождением магистрального газопровода по дну Черного моря были выполнены исследования по определению возможного влияния гидростатического давления жидкости равном 25,0 МПа на стойкость об-разцов из газопроводных труб к сероводородному разрушению при низких концентрациях сероводорода. Было установлено, что повышение давления жидкости приводит к снижению стойкости металла труб к растрескиванию и увеличению степени охрупчивания.

содержание

02 трубопроводный транспорт [теория и практика]

учредитель: Открытое акционерное общество «Инжиниринговая нефтегазовая компания — Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов тЭК» (ОАО ВНИИСт)

председатель редакционного совета: Н.В. Варламов

главный редактор: В.В. Притула — д.т.н., проф., академик РАЕН

заместитель председателя редакционного совета: Г.А. Гиллер — к.т.н.редакционный совет: Г.И. Макаров — д.т.н., проф.; Д.Б. Соколов; З.З. Шарафутдинов — д.т.н., член-корр. РАЕН; А.В. Оплачко; А.Н. Лысенко — к.ю.н.; И.В. Синицын; М.З. Шейнкин — к.т.н.

редакция: Рекламно-издательский отдел ОАО ВНИИСт Начальник отдела: И.Е. Асташкин Редактор: Г.Б. Назаркина Дизайнер: Д.С. Парсаданян

105187, Москва, Окружной проезд, 19. Телефон/факс: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected]

подписка и распространение, размещение рекламы: Телефон: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected]. Сайт: www.vniist.ru

Свидетельство о регистрации: ПИ № 77-18528 от 7 октября 2004 г.

Перепечатка и иное коммерческое использование материалов допускается только с разрешения редакции.

Отпечатано в типографии ООО «Юнион Принт», г. Нижний Новгород. Тираж 500 экз.

© «Трубопроводный транспорт: теория и практика», 2011.

IssN 1816-451x

строительство

проектирование

диагностика

конференции

экономика

Л.А. Унанян, Московская финансово-юридическая ака-демия; К.Л. Унанян, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; С.С. Папян, Российско-Армянский университет

П.К. Петров, ОАО ВНИИСТ

30 теория Выбор оптимальных газораспределительных сетейРассматривается подход к выбору оптимального варианта строительства распределительной сети газопроводных участков среди первоначально опти-мизированных по выбранному показателю и оцененных по дополнительным показателям. Приводится математическая модель задачи оптимизации по выбираемому показателю.

33 теория Будущее CAD-систем. Часть IIВ статье рассматриваются теоретические основы и перспективы развития программных инструментальных средств автоматизированного проектиро-вания, описываются новые принципы построения таких систем, основанные на технологиях искусственного интеллекта. В первой части статьи приведена классификация методов проектирования, сформулирован методический подход, используемый для преодоления основной проблемы развития CAD-систем. Во второй части статьи показан один из способов преодоления указанной проблемы – как путем последовательного описания различных аспектов структур технических систем, подготовить знания для поиска и вы-полнить поиск нового проектного решения.

44 Решение Проблемного научно-технического совета Российского союза нефтегазостроителейНовые научные и технические достижения во внутритрубной диагностике трубопроводов.

32 Итоги VI «Международной энергетической недели (МЭН, 2011) и IV Международной научно-технической конференции «Газо-транспортные системы: настоящее и будущее (GTS-2011)»

т.В. Бутова, М.Х. Булач, В.И. Цыбульская, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации»

О.В. Панина, А.А. Морозова, С. Рамирес, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации»

52 теория Особенности национальной модели менеджмента (на примере ОАО «Газпром»)

В работе представлено сравнение американской и японской национальных моделей. Особенностью статьи является поиск основных черт, характерных для российского менеджмента. Становление национальной модели управления рас-сматривается на примере управленческой структуры ОАО «Газпром».

56 теория Государственные программы развития нефтяного сектора в РФ. Шельфовая зона

В данной статье рассматривается проблема развития Арктической зоны Рос-сийской Федерации. Актуальность темы подтверждается тем, что в настоящее время освоение прибрежных шельфов привлекает внимание всего мирового сообщества. В статье рассматриваются значение, особенности и перспективы АЗРФ, а также государственные программы, направленные на разработку и раз-витие данного региона.

Уважаемые читатели!

Важнейший акцент номера – проблемы обеспечения надежности и безопасности современных трубопроводных систем. В последнее время они приобретают особую актуальность в связи со строительством новых объектов и ростом нагрузки на действующие трассы. Представленные в номере публикации содержат технические решения, которые, без сомнения, способны повысить уровень безопасности трубопроводной системы в целом.

Особое внимание уделяется определению понятия риска при проектировании и строительстве объектов. Стоит обратить внимание на то, что авторы статей используют неоднозначное толкование этого термина, часто определяя риск только как вероятность события. Однако, не следует отождествлять понятия «риск» и «вероятность», так как рассматривать вопросы риска необходимо в полном объеме, принимая во внимание не только вероятность наступления неблагоприятных событий, но и размеры ущерба от их последствий. Эти вопросы в той или иной степени отражены в работах авторов текущего номера.

Процедуры, необходимые для решения задач надежности и безопасности строительства и эксплуатации трубопроводов описываются в статье «Актуальные вопросы безопасности «Северного потока», в которой также показаны действия для снижения рисков, эффективные и рациональные по экономическому, социальному и природоохранному критериям. В материале авторов В.Н. Сызранцева и С.Л. Голофаста из Тюменского государственного нефтегазового университета рассматривается вероятностный подход к оценке прочностной надежности трубопроводов, позволяющий в отличие от детерминированных методов оценить вероятность отказа участков линейной части трубопроводов с учетом случайного спектра внешних нагрузок, статистической природы механических свойств металла и геометрических параметров труб. Научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ» С.А. Лубенский в работе «Возможное влияние высокого гидростатического давления на процессы коррозии труб газопровода, проходящего по дну Черного моря» рассказывает о выполненных исследованиях по определению возможного влияния гидростатического давления жидкости равного 25,0 МПа на стойкость образцов из газопроводных труб к сероводородному разрушению при низких концентрациях сероводорода.

Отдельного внимания заслуживает статья специалистов из ОАО «ТНКВР Менеджмент» и ОАО ВНИИСТ, в которой рассматривается вопрос унификации работ на ключевых этапах реинжиниринга. Для дальнейшего развития и совершенствования работ по реинжинирингу предлагается разработать ряд методических указаний, которые позволят унифицировать работы на разных этапах реинжиниринга инфраструктуры, а также использовать современные методы и системы поддержки принятия решений.

В текущем номере мы традиционно публикуем выдержки из Решения последней сессии Проблемного научнотехнического совета Российского союза нефтегазостроителей, которая была посвящена обсуждению новых научных и технических достижений во внутритрубной диагностике трубопроводов.

Разноплановая тематика номера позволит вам найти интересные материалы для общего ознакомления и для практической реализации в повседневной работе.

слово председателя редакционного советатрубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 5 (27) октябрь 2011 03

Н.В. ВарламовПредседатель Редакционного совета журнала «Трубопроводный транспорт: теория и практика»

Унификация работ по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений

lреинжиниринг инфраструктуры месторождения, зрелое

месторождение, метод экспертной оценки, многокритериаль-

ный метод принятия решения, база нормативно-технических

документов;

ldeposit infrastructure re-engineering, mature deposit, expert’s

estimation method, decision-making multi-criteria method,

technical specifications base

uu Ключевые слова / Key words:

ОАО ВНИИСТ имеет

многолетний опыт

по разработке нормативно-

технической документации

в нефтегазовой отрасли

и успешно сотрудничает

в этой области с крупными

нефтяными компаниями,

одной из которых

является ТНК-ВР.

О.В. Завьялов Начальник отдела реинжиниринга филиала ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» Центр экспертной поддержки и технического раз-вития БН РиД (ЦЭП и ТР), Тюмень

Н.С. Соловей Главный специалист отдела разработки НТД и технического сопровождения проектов департа-мента НИР и ОКР ОАО ВНИИСТ, Москва

И.В. Цыкин К.т.н., директор де-партамента Реинжи-ниринга и Инжини-ринга месторождений филиала ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» Центр экспертной поддержки и тех-нического развития БН РиД (ЦЭП и ТР), Тюмень



В настоящий момент одним из основных стратегических направлений Компании ТНКВР является сокращение издержек в процессе добычи, подготовки и транспортировки сырья. В первую очередь, это затрагивает оптимизацию неэффективно используемых мощностей наземной инфраструктуры на зрелых месторождениях с учетом перспективы падения профиля добычи и качественную, эффективную реализацию новых проектов на развивающихся активах. Работа в этом направлении заключается в фундаментальном переосмыслении и радикальном перепроектировании существующей наземной инфраструктуры. Для выполнения этих задач на зрелых месторождениях Компании потребовалось провести реинжиниринг инфраструктуры.

РЕИНЖИНИРИНГ – полномасштаб-ный процесс реструктуризации суще-ствующей наземной инфраструктуры, направленный на оптимизацию неэф-

фективно используемых мощностей, снижение операционных и капиталь-ных затрат на поддержание инфра-структуры для повышения эффектив-ности деятельности предприятий.

Ключевыми этапами реинжиниринга инфраструктуры зрелых месторождений являются (рисунок 1):

Оценка.1. На этом этапе проводится сбор и анализ данных, необходимых для разработки проекта реинжиниринга, проверка достоверности и полноты этих данных. На основе полученных данных проводится анализ текущего состояния инфраструктуры месторождения и компьютерное моделирование основных технологических процессов.

Выбор2. . На этом этапе осуществляются работы по формированию подвариантов реинжиниринга, их экономического анализа и анализа рисков по каждому подварианту.

Определение.3. Основные задачи, решаемые на данном этапе – формиро


05

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№5 (27) октябрь 2011

вание вариантов реинжиниринга, выбор оптимального варианта и составление задания на проектирование согласно выбранного варианта.

Этапы «Реализация4. » и «Экс-плуатация» выполняются в соответствии с требованиями имеющихся корпоративных документов по управлению процессами разработки проектной документации; выполнения строительномонтажных работ и эксплуатации производственных объектов.

На сегодняшний день в Компании разработана процедура «Методология реинжиниринга инфраструктуры зрелых месторождений ТНКВР». Целью данного документа является унификация работ при проведении реинжиниринга инфраструктуры на зрелых месторождениях.

Методология реинжиниринга осно-вывается на следующих принципах:

– поэтапный процесс разработки проекта реинжиниринга, начиная с анализа наземной инфраструктуры месторождения и заканчивая выбором оптимального варианта реинжиниринга;

– применение инновационного подхода при анализе и выборе технических решений и формировании вариантов реинжиниринга.

В разработанной Методологии все ключевые этапы реинжиниринга описаны в четкой последовательности их выполнения и приведены к единому алгоритму, что позволяет осуществлять выбор оптимального варианта с точки зрения экономических, технических и временных показателей.

Однако, проанализировав подходы к формированию вариантов реинжиниринга и выбору оптимального варианта,

выяснилось, что у разных исполнителей проектов они сильно различаются и выполняются индивидуально для каждого проекта реинжиниринга.

Таким образом, на сегодняшний день не существует унифицированного подхода к выбору оптимального варианта, что существенно увеличивает сроки и затраты на разработку проекта реинжиниринга. Для унификации выбора оптимального варианта реинжиниринга специалисты ОАО ВНИИСТ предлагают использовать современные научные методы, такие как:

– метод экспертных оценок;– оценка многокритериальных ва

риантов.Для наиболее трудоемкого и не под

дающегося формализации процесса выбора критериев для оценки вариантов реинжиниринга предлагается использовать метод экспертных оценок. В настоящий момент для каждого конкретного проекта Исполнитель разрабатывает, а Заказчик утверждает основные критерии (показатели проекта) с весовыми значениями для последующего ранжирования вариантов и определения оптимального варианта. Специалисты ОАО ВНИИСТ предлагают сформировать общий набор критериев оценки вариантов реинжиниринга с помощью метода экспертных оценок.

Для решения этой задачи необходи-мо провести следующие мероприятия:

Формулирование цели и разра1. ботка процедуры проведения экспертной оценки.

Подбор экспертов.2. Формирование критериев.3. Обработка результатов и анализ 4.

полученных данных.Составление отчета.5.

В результате формируется полный набор критериев, который можно будет применять для оценки любого проекта реинжиниринга. Значимость и вес каждого критерия будет определяться индивидуальными особенностями конкретного проекта.

Поскольку вариант реинжиниринга оценивается по многим критериям, которые часто являются противоречивыми (например, затраты на эксплуатацию и производственные риски), необходим компромисс между оценками по различным критериям. Наилучшим считается вариант, при котором достигается наиболее предпочтительный компромисс между критериями. Для решения таких задач используются известные из теории принятия решений многокритериальные методы, которые можно разделить на три основных направления исследования:

– многокритериальная теория полезности (MAUT);

– аналитическая иерархия (АНР);– методы ELECTRE.Следует отметить, что выбор того или

иного метода определяется количеством альтернатив, количеством критериев оценки, точностью при измерениях и другими факторами.

В настоящее время практически все методы оценки многокритериальных вариантов реализованы в виде компьютерных систем поддержки принятия решений, что существенно упрощает их использование.

Таким образом, использование методов экспертных оценок и оценки многокритериальных вариантов позволяет выработать общий подход и единую систему оценки для любых проектов реинжиниринга. Наличие общего подхода

Оценка Выбор Определение Реализация Эксплуатация

1. Сбор и анализ данных.2. Анализ текущего состояния инфраструктуры.3. Изучение и учет реализованных мероприятий по оптимизации инфраструктуры.

1. Формирование подвариантов реинжиниринга.2. Экономический анализ подвариантов.3. Анализ рисков по каждому подварианту.

1. Формирование вариантов реинжиниринга.2. Выбор оптимального варианта.3. Разработка задания на проектирование согласно выбранного варианта реинжиниринга.

1. Разработка проектной документации.2. Закупка основного оборудования.3. Выполнение СМР и ПНР.

1. Сокращение затрат.2. Улучшение экономических показателей актива.

рисунок 1.Ключевые этапы реинжиниринга инфраструктуры зрелых месторождений

ВыВОДы

Создание и внедрение нормативных документов по реинжинирингу инфра-

структуры зрелых месторождений, предусматривающих использование совре-

менных научных методов, позволит повысить эффективность работ по реинжи-

нирингу путем:

1. Формирования унифицированного подхода к проведению реинжиниринга

месторождений.

2. Усовершенствования управленческого контроля за выполнением проектов

реинжиниринга на всех этапах.

3. Упрощения системы отчетности по этапам реинжиниринга.

4. Улучшения взаимодействия Заказчика и Исполнителя в процессе работы.

5. Использования единой терминологии в области реинжиниринга.

6. Организации обучения сотрудников методам управления проектами реин-

жиниринга.



к выбору оптимального варианта реинжиниринга, в свою очередь, позволяет унифицировать весь спектр работ, проводимых на ключевых этапах реинжиниринга.

Для методологического обеспечения работ по реинжинирингу предлагается разработать ряд методических указаний, которые дополнят существующую «Методологию реинжиниринга инфраструктуры зрелых месторождений ТНКВР» детальным описанием работ, проводимых на ключевых этапах реинжиниринга.

Таким образом, будет создан комплект нормативных документов по реинжинирингу, представляющий собой документы двух уровней (рисунок 2):

Общий нормативный документ 1. Процедура «Методология реинжиниринга инфраструктуры зрелых месторождений ТНКВР», которая регламентирует последовательность действий при проведении реинжиниринга. Разработанная Процедура позволит принимать управленческие решения и осуществлять контроль за разработкой проекта.

2. Методические указания, детально описывающие порядок работ на каждом этапе реинжиниринга (рисунок 2).

Данные методические указания конкретизируют состав и объем работ по соответствующему этапу реинжиниринга.

Процедура «Методология реинжиниринга инфраструктуры

зрелых месторождений тНК-ВР»

Методические указания по проведению анализа инфраструктуры зрелого

месторождения

Методические указания по формированию технических

решений и экономической оценке подвариантов

реинжиниринга

Методические указания по проведению

экспертного оценивания

Методические указания по формированию вариантов

реинжиниринга и выбору оптимального варианта

рисунок 2.Структура нормативных документов по реинжинирингу инфраструктуры зрелых месторождений

Актуальные вопросы безопасности «Северного потока»

lприродные риски, техногенные риски, трубопровод, сейсмическая опасность, безопасность;

lnatural hazards, technological risks, pipeline, seismic hazards, safety

uuКлючевые слова / Key words:

В статье описаны процедуры для решения задач надежности и безопасности строительства и эксплуатации трубопроводов. Показаны действия для снижения рисков, которые должны быть эффективны и рациональны по экономическому, социальному и природоохранному критериям. Оценивается сейсмическая опасность в регионе Восточной Балтики.

И.В. Чеснокова Доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник Института водных проблем РАН, Москва

Б.А. Ассиновская К. ф-м. н., зав. секто-ром сейсмологии лабо-ратории радиоастро-метрии и геодинамики Главной (Пулковской) астрономической обсерватории РАН, Санкт-Петербург

О.В. Попова Научный сотрудник Института водных проблем РАН, Москва

Г.Л. Кофф Доктор геолого-минералогических наук, профессор, главный научный сотрудник Института водных проблем РАН, Москва

Трасса «Северный поток» (Nord Stream, СЕГ) протяжённостью 1200 км (рисунок 1) проходит от Выборга (Ленинградская область) до Грайфсвальда (Германия). Рассматривается возможность строительства ответвления для газоснабжения Калининградской области. Мощность газопровода составит 55 млрд м3 газа в год (2 нитки), максимальная глубина моря в местах прохождения трубы до 210 м.

Маршрут газопровода был намечен, насколько это возможно, как прямая линия и при этом скорректирован с учетом определенных зон, таких как экологически чувствительные зоны, участки захоронения химического оружия, военные зоны, важные навигационные маршруты и другие особые зоны, служащие экономическим или рекреационным целям. Маршрут «Северного потока» спланирован так, что он не пересекает места захоронений вооружений времен Второй мировой войны. Территория Балтийского моря по маршруту газопровода тщательно исследовалась до начала прокладки.

Газопровод «Северный поток» – это принципиально новый маршрут экспорта российского газа в Европу. Целевыми рынками поставок по «Северному потоку» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны. Этот газопровод имеет большое значение для обеспечения растущих потребностей европейского рынка в природном газе. Согласно прогнозам импорт газа в страны Европейского Сою

за возрастет в ближайшее десятилетие примерно на 200 млрд куб. м или более чем на 50%. Благодаря прямому соединению крупнейших в мире запасов газа, расположенных в России, с европейской газотранспортной системой, «Северный поток» сможет удовлетворить около 25% этой дополнительной потребности в импортируемом газе (рисунок 3).

«Северный поток» является транснациональным проектом, и его строительство регулируется международными конвенциями и национальным законодательством каждого государства, через территориальные воды и/или исключительную экономическую зону которого проходит газопровод.

До начала строительных работ была проведена подробная оценка воздействия на окружающую среду. Строительство «Северного потока» осуществлялось с соблюдением самых строгих экологических норм и поэтому предполагается, что он не нарушает экосистему Балтийского моря.

Для решения задач надежности и безопасности строительства и функционирования трубопровода должны быть выполнены следующие процедуры:1. Проведение идентификации природных рисков.2. Составление матрицы рисков с учетом их вероятности и рискпрофилей с выделением рисков экономического, экологического и социального ущерба и расчетом косвенного ущерба. 3. Определение приоритетов стратегии смягчения рисков.

проекты

07


№5 (27) октябрь 2011

ВОЗМОЖНЫЕ ОПАСНОСтИ В ЗОНЕ СЕВЕРО-ЕВРОПЕЙСКОГО ГАЗОПРОВОДА

Землетрясения

Геодинамические процессы

Подводные оползни

температурные аномалии воды

Катастрофические сгонно-нагонные явления

тЕХНОГЕННЫЕ ИСтОЧНИКИ ОПАСНОСтЕЙ

Морехозяйственная деятельность (транспорт, добыча рыбных ресурсов

и полезных ископаемых)

Захоронение химических и взрывчатых веществ

Затонувшие суда и корабли

рисунок 1.Карта-схема прохождения трассы СЕГ

рисунок 2.Возможные опасности в зоне СЭГ

4. Обоснование страхования трубопровода от воздействия природных рисков и страхования прилегающей инфраструктуры. Расчет рисков повреждения СЕГ и загрязнения моря, дна и берегов. В соответствии с матрицей рисков разрабатываются защитные и природоохранные мероприятия, а также требования к мониторингу транспортных систем и окружающей среды.

Полный ущерб от сейсмического воздействия на протяженные конструкции изза большого разнообразия сейсмических, сейсмотектонических и инженерногеологических условий трассы зависит от следующих факторов: интенсивности сейсмического воздействия и его вектора по отношению к трассам, конструкции, грунтовых условий трасс транспортных систем, наличия активных тектонических нарушений, границ резкой смены грунтовых условий.

Для обеспечения безопасности действия при снижении рисков должны быть эффективны и рациональны по экономическому, социальному и природоохранному критериям.

При эксплуатации и строительстве транспортных систем геоэкологическая и геологическая опасности принимаются нами соответственно как собственно вероятности: 1) развития неблагоприят ных геологических и инженерногеологических про цессов, способствующих снижению природноресурсного потенциала зоны воздействия (геоэколо гическая опасность);

ПРИРОДНЫЕ КАтАСтРОФЫ

Ураганные ветры

проекты


2) развития неблагоприятных геологических и инженерногеологических процес сов, обусловливающих снижение прочности и ус тойчивости системы. Сущность и оценка опасности в обоих случаях остаются одними и теми же, поскольку определяются одинаковыми факторами формирования.

Риск определяется как вероятность ущерба, на носимого реципиенту (объекту строительства и тех нической эксплуатации, природному объекту и т. п.) в результате реализации той или иной опасности.

В последнее время в ряде работ показано, что основной причиной аварий являются грубые ошиб ки, совершенные на различных стадиях жизненного цикла сооружений. Так, вероятность ошибок при строительстве сооружений на порядок превышает вероятность неучтенных от клонений прочности и нагрузки: • ошибки проектировщика – 0,4 (в России – 0,19);

• ошибки строителей – 0,5 (в России – 0,58);• перегрузка конструкций – 0,02 (в России – 0,04);• качество материалов – 0,05 (в России около 0,19).

По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», за 30 лет на линейных частях магистральных трубопроводов страны зафиксировано более 1280 аварий.

Причины аварий распределились следующим об разом:• дефект трубы – 0,14;• дефект оборудования – 0,015;• брак строительно-монтажных работ – 0,23;• нарушение правил технической эксплуатации –0,038;• внутренняя эрозия и коррозия – 0,086;• подземная коррозия – 0,368;• механические повреждения – 0,098;• стихийные бедствия – 0,024;• прочие – 0,001.

Следует обратить внимание на коррозию труб (внешнюю и внутреннюю), которая оказывает особенно пагубное влияние на их состояние. Металл разрушается с образованием пя тен и каверн значительной глубины, иногда поражающих всю глубину стенки. При образовании в трубопроводе коррозионных каверн покрытие по его периферии интенсивно раз рушается, так как продукты коррозии – главный разрушитель металлов. Внешняя коррозия образуется также под действием блуждающих токов. Изоляционные покрытия не всегда обладают высокими диэлектрическими свойствами, что спо собствует проникновению в трубопровод блуждающих токов. Несмотря на катодную защиту, при некачественной изоляции или ее повреждении возникает внешняя коррозия, которая впоследствии становится причиной утечек и фактором формирования риска. Неуглеводородные компоненты вступа

рисунок 3.Карта-схема распределения объемов закупок российского газа в Евросоюзе (по материалам газеты «Коммерсант»)

проекты

09


№5 (27) октябрь 2011

ют с металлами в сложные химические реакции, снижая прочность стенок трубопровода. Особенно опасны сернистые соединения, которые являются причиной от 3% до 20% случаев коррозионного повреждения внутренней поверхности трубопроводов.

Серьезные аварии трубопровода могут произойти также изза недостаточной изученности сейсмических условий. Так, в 1995 году на острове Сахалин, где дефицит сейсмостойкости нефтепрово да составил 3 балла, в результате Нефтегорского землетрясе ния произошло 30 повреждений неф тепровода на расстояниях до 35 км от г. Нефтегорска. При этом разрушились объекты жилищногражданской и трубопроводной инфраструктуры. Ущерб понесли объекты не только на о. Сахалин, но также предприятия – потребители нефти в Хабаровском и Приморском краях. Общий ущерб экономике страны превысил сотни миллиардов рублей, еще большую величину мультипликатору полного ущерба при землетрясениях Балтики можно ожидать при реакции водной среды и территориях сопредельных стран.

Сейсмическая опасность в регионе Восточной Балтики регламентируется российскими и зарубежными картами сейсмической опасности, составленными в конце прошлого века. Общее сейсмическое районирование (ОСР97) проведено только в сухопутной части, собственно, акваторию Балтийского моря исследования не охватывают. Западная граница карты зон ВОЗ (возможных очагов землетрясений) проходит по меридиану 18 °Е. Согласно ОСР97 вероятная интенсивность сотрясений на Балтийском побережье не должна превышать 5 баллов

для всех рассмотренных периодов повторяемости. Точно так же в соответствии с картой сейсмической опасности, составленной Европейскими сейсмологическими организациями, региону Балтийского моря присвоен наиболее низкий уровень опасности, то есть для периода повторяе

мости 475 лет максимальные ускорения движения грунтов не должны превышать 0.01 g. Эти оценки базируются на специально составленных картах сейсмической регионализации [1].

Все исследования как российские, так и зарубежные, используют базы данных о землетрясениях по состоянию на 1993 – 1995 годы. Между тем, известно, что начало 21 века отмечено резким усилением как мировой, так и региональной сейсмической активности. Наиболее заметными проявлениями активизации в регионе Восточной Балтики стали Калининградское землетрясение 21 сентября 2004 года, землетрясение 2002 года в центральной части моря, 30 сейсмических событий 2000 – 2005 годов в регионе северного берега Финского залива, два землетрясения 2004 года в Осмуссаарской зоне, а также, макросейсмически проявившие себя в 2004 – 2006 годах и зарегистрированные инструментально в 2006 году возможные землетрясения на о. Валаам в Ладожском озере.

Рассчитанное по известным соотношениям значение интенсивности в эпицентре Калининградского землетрясения с учетом полученных оценок глубины и положения очаговых зон равно 7 баллам. Анализ исторической и инструментальной сейсмичности по региону Восточной

рисунок 4.Сейсмическая дислокация в эпицентральной части Калининградского землетрясения 21.09.2004 года

рисунок 5.Землетрясения в Северной Европе за период 1965 – 2006 гг.

проекты


Балтики с использованием базы данных FENCAT показывает, что 7балльные землетрясения, оказывается, случались и раньше (рисунок 5) [2].

Карта эпицентров землетрясений, построенная нами для ВосточноБалтийского региона, указывает на существование тектонически и геодинамически обусловленной четкой зональности северозападного направления, проявляющейся в чередовании асейсмичных и сейсмически активных зон – Калининградской, Готландской, Осмуссаарской и ЛадожскоБотнической. Кроме того, намечаются Нарвская зона того же направления и субширотная зона северного берега Финского залива, которая, возможно, протягивается через Карельский перешеек к о. Валаам. ЛадожскоБотническая зона сейсмической активности на территории России проявила себя целым рядом исторических землетрясений начала 20 века. Некоторые из них детально изучены, например, Валаамская группа событий, которая имела место в центральной части Ладожского озера с 1911 по 1932 годы. Архивный поиск и последующий анализ дали возможность составить каталог землетрясений с магнитудами 1 – 2.7, насчитывающий более 100 событий, из которых 10 были ощутимыми, а также локализовать часть из них и рассчитать основные параметры. По комплексу геологогеофизических данных с применением методики структурного анализа построена сейсмотектоническая модель Валаамской сейсмогенной зоны, согласно которой ответственными за возникновение землетрясений в этом районе являются не только региональные разломы северозападного направления, формирующие ЛадожскоБотническую зону, но и поперечные нарушения гораздо меньшей протяженности, создающие в локальном районе эффект «битой

тарелки». Подтвердить современную сейсмическую активность выявленной по историческим данным сейсмогенной зоны должна стационарная сейсмическая регистрация, организованная в регионе в последние годы [3].

Объективные данные об усилении сейсмической активности в регионе Восточной Балтики в начале 21 века, а также полученный новый материал об исторической сейсмичности, требуют пересмотра нормативных документов, определяющих уровень сейсмической опасности, то есть, проведения в регионе, по крайней мере, детального сейсмического районирования, которое позволит уточнить и подробно охарактеризовать основные системы разрывных нарушений.

С точки зрения сейсмической опасности особое внимание привлекают активизированные разрывные нарушения в основном субширотного и меридионального простирания. В ряде случаев разломы на морском дне фиксируются протяженными линеаментами, имеющими выражение в донном рельефе в виде уступов и амплитуд 5 – 7 м. Особое внимание привлекают зоны пересечения разломов.

К зонам разломов и тектонической трещиноватости приурочены проявления эпигенетической минерализации радиоактивных элементов и тяжелых металлов.

Здесь же имеют место подводный грязевой вулканизм в виде специфических образований «покмаков». В донных осадках Ладожского озера присутствуют специфические текстурные элементы, указывающие на разрывы и сдвиги сплошности, что, скорее всего, связано с сейсмическими событиями, имеющими возраст 2 – 2,5 тыс. лет. Существует предположение, что именно это спровоцировало прорыв Ладожского моря в

Финский залив с образованием р. Невы на фоне Ладожской трансгрессии.

В целях обеспечения адекватного проектирования и безопасной эксплуатации необходимо для полосы прохождения газопровода срочно выполнить детальное сейсмическое районирование и при необходимости внести соответствующие дополнения в проект.

С целью предварительного районирования полосы трассы СЕГ по микросейсмичности был выполнен пространственный анализ преобладающего состава донных грунтов на участках (рисунок 7); распределение крупных донных морфоструктур в пределах тех или иных участков (рисунок 6); распределение глубин моря на различных участках.

Таким образом, сейсмичность увеличивается на Готландском и Эландском участках и в меньшей мере в северной части Борнхольмского участка.

В России пока не разработаны рекомендации по выбору сейсмических параметров для проектирования сооружений на шельфе типа рекомендаций API (1993), широко применяемых на практике в США и других странах. На территории России задание параметров для расчета сейсмических нагрузок регламентируется лишь одним официальным документом – СНиПII781*, в котором отсутствуют понятия «проектного» (ПЗ) и «максимального расчетного» (МРЗ) землетрясений.

Особенности изучения сейсмичности шельфа заключаются в необходимости учета влияния гидростатических сил при расчетах сотрясений морского дна, прогнозирования реакции грунтов оснований на максимально возможные сейсмические воздействия, в оценке динамической устойчивости рыхлых обводненных донных отложений при длительных вибрационных воздействиях техногенного характера, а также изучении резонансных сейсмических эффектов в грунтовой толще.

При изучении акваторий следует выделять:• уточнение исходной сейсмичности района работ;• сейсмическое микрорайонирование участков транспортных сооружений;• создание временной сети сейсмологических станций, расположенных на суше в прибрежной зоне, а также регистрация землетрясений с помощью автоматизированных донных сейсмических станций.Анализ экспериментального материала позволил установить взаимосвязь активизации сейсмичности:• с определенными сейсмическими параметрами геологического разреза, его литологией;• с видом напряженного состояния,

таблица 1

№ участка Факторы и оценки, их значимость и меры неоднородности

преобладающий

грунт дна *3

преобладающая

морфология дна *2

размах рельефа

дна *3

предпосылки

водообмена

*4

балл*

1 Финский пески, коренные

породы – 0.7

Водноледниковые

равнины – 0.6

низкий – 0,3 0,2 5

2 Эстонский пески, леднико-

вые глины – 0.4

Экзарационные равни-

ны – 0.5

средний – 0,4 0,3 4.6

3 Готландский глины, пески,

илы – 0.4

Экзарационные равни-

ны – 0.5

средний – 0,4 0,35 4.8

4 Эландский глины, пески,

илы – 0.4

Абразионно-

аккумулятивные равни-

ны – 0.4

средний – 0,4 0,35 4.6

5 Борнхольм-

ский

с: пески – 0.2; ю:

глины – 0.5

Абразионно-

аккумулятивные равни-

ны – 0.4

низкий – 0,3 0,3 3.5

4,4

* – суммарная экспертная оценка изменчивости участков

проекты

11


№5 (27) октябрь 2011

морфологией активных тектонических нарушений.

Для более полного учета факторов экологической безопасности необходим анализ пространственного распределения предпосылок водообмена (рису-нок 8), в том числе степени ветровых перемещений морских вод, наличия постоянных морских течений, степени водообмена между относительно изолированными участками акваторий и открытым морем, возможной степени перемешивания речных вод морскими.

В России сейсмическая опасность определяется в терминах макросейсмической интенсивности сотрясений по шкале MSK-64, тогда как в западных нормах и практике приняты оценки в терминах пиковых ускорений движения грунта. В региональном нормативном документе должны быть согласованы переходные соотношения между этими показателями. В специальных технических условиях (СТУ) проектирования и строительства газопровода излагаются основные требования к проведению комплексных работ для оценки сейсмической опасности и для обеспечения сейсмоустойчивости газопровода.

В состав СТУ для проектирования и строительства СЕГ включены: оценка сейсмической опасности участков с учетом структурной карты и регионального каталога землетрясений Балтики.

21 сентября 2004 года на северозападе России вблизи Калининграда произошло несколько землетрясений. Максимальное по магнитуде (Ms = 4,3) произошло в 13 часов 32 мин. по Гринвичу (16 часов 32 мин. московского времени). Ему предшествовало землетрясение

с магнитудой Ms = 4.0 в 11 час 05 мин по Гринвичу (13 часов 05 мин московского времени). Более слабый последующий толчок зарегистрирован также в 13 часов 36 мин. по Гринвичу (16 часов 36 мин. московского времени). Два первых землетрясения ощущались на территории Калининградской области, прилегающих районах Белоруссии и Прибалтийских государств, в северных районах Польши и на юге Финляндии [1].

В тектоническом плане землетрясения произошли на западе территории ВосточноЕвропейской платформы и приурочены к Балтийской синеклизе. По оценке потенциальной сейсмической опасности, территории запада ВосточноЕвропейской платформы, выполненной учеными Белоруссии и Прибалтики, район землетрясений относится к КалининградскоЛитовской потенциально сейсмогенной зоне. По данным комплексного сейсмотектонического анализа, оценка потенциальной сейсмической опасности в этой зоне может достигать 7 баллов, и отвечает М max = 4.0, при минимальных глубинах гипоцентров, равных 5 км.

На территории Калининградской области эпицентр находился вблизи пос. Люблино в 20 км от Калининграда. В районе эпицентра нами были установлены возникшие в результате землетрясения сейсмические дислокации – сброс длиной более 70 м (рисунок 4).

В результате землетрясения в г. Калининграде различные виды повреждений получили 1146 строений. Из них 1061 – жилые дома, 46 – объектов соцкультбыта, 39 – объектов коммунального хозяйства. По предварительным оценкам, материальный ущерб составил более 98 млн рублей.

На картах территории России Калининградская область в настоящее время расположена в 5балльной зоне и относится к сейсмобезопасному району.

В Калиниграде значительная часть города подтоплена. Грунтовые воды залегают на глубинах от 0.1 – 1.0 м в болотных и озерноледниковых отложениях до 7 – 9 м во флювиогляциальных отложениях и насыпных грунтах. Мощность последних в долине р. Преголя достигает 6 м. Мощность горизонта грунтовых вод изменяется от 0.4 – 0.5 м до 9 – 10 м.

По степени устойчивости и пригодности грунтов как оснований для сооружений их можно подразделить на:а) устойчивые или пригодные для строительства грунты, не требующие большой специальной инженерной подготовки. К этой группе относятся суглинки валунные (моренные) и пески флювиогляциальные и камовые;б) неустойчивые или непригодные для строительства грунты.

К этой группе грунтов относятся все виды болотных грунтов, сложенные торфами и илами, требующие больших затрат на осушительные работы и удаление торфа и ила или на возведение свайных фундаментов из забивных свайстоек, опирающихся нижним концом на устойчивые грунты – флювиогляциальные средне и крупнозернистые с гравием пески или валунные суглинки твердой консистенции.

К этой же группе неустойчивых грунтов относятся также и техногенные отложения или насыпные грунты, состоящие из неоднородного грунтового материала с включением строительного мусора, древесины и других органических остатков и веществ, имеющих различные коэф фициенты сжимаемости. Под

рисунок 6.Карта-схема неоднородности рельефа.1 участок – преобладание водно-ледниковых равнин2, 3 участки – преобладание экзарационных равнин4, 5 – преобладание абразионно-аккумулятив-ных равнин

рисунок 7.Карта-схема донных осадков.1 – гравий, 2 – песок, 3 – илистый песок, 4 – ил, 5 - древняя глина

проекты


1. Калининградское землетрясение 21 сен-тября 2004 года. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2009.

2. Сайт www.seismo.helsinki.fi (карта).

3. Ассиновская Б.А., Горшков В.Л., Овсов М.К. О сейсмич-

ности, сейсмотекто-нике и сейсмической опасности в регионе Восточной Балтики //Современные методы обработки и интер-претации сейсмологи-ческих данных. Мат. Межд. школы. Об-нинск, 2006. С. 32 – 34.

фундаментом разрушенных зданий насыпные грунты представлены различной крупности песками с битым кирпичом.

Насыпные грунты в пределах г. Калининграда залегают с поверхности в долине р. Преголи и к северу от нее – в районе поселков Октябрьский, Рижский и АлександроНевский, а также вокруг прудов «Нижний» и «Верхний» и к северу от последнего в долинах ручьев, впадающих в пруд.

Мощность этих грунтов изменяется от 0,5 м (на водораздельных участках) до 6,0 м (в долине р. Преголи).

На участках под разрушенными зданиями насыпные грунты подверглись длительному уплотнению и могут быть использованы как основания для новых сооружений, с учетом мощности насыпного слоя и строительных свойств подстилающих грунтов. При малой мощности насыпного слоя, устойчивость грунтов основания и их пригодность для строительства определяется нижележащим подстилающим слоем и наличием в нем прослоев торфа.

Болотные грунты типа «низинных болот» развиты в древних широких долинах крупных рек (р. Преголя и Прохладная) и в меньшей мере в долинах более мелких речек, часто подпруженных и заболоченных при почти полном отсутствии стока.

Мощность их достигает до 13,0 – 15,0 м (в долине р. Преголи). Представлены они торфами низинного типа коричневатобурого цвета, влажными и водонасыщенными с включениями полуразложившихся остатков растений и древесины. Обычно под мощным слоем торфа залегает слой ила зеленоватосерого цвета, мощностью до 2,0 м. Ниже залегает песок мелкозернистый серый водоносный, мощностью до 3 – 6 м.

В результате землетрясения повреждения различной степени в городе Калининграде получили более 1000 зданий, преимущественно кирпичных, в значи

тельно меньшей мере крупнопанельные. Наблюдались раскрытые и сквозные диагональные и вертикальные трещины с раскрытием до 15 – 25 мм в кирпичных ограждающих и несущих бетонных конструкциях. Анализ трещин показал, что во многих случаях пополам треснул кирпич. Также наблюдались горизонтальные и вертикальные трещины в оконных перемычках и бетонных перекрытиях (ул. Аральская).

В курорте Светлогорск произошел провал грунта, на месте железнодорожной насыпи образовался овраг глубиной 25 метров, 60 метров пути оказалось разрушенным, контактная сеть порванной. Движение электричек было восстановлено только через 2,5 суток, все это время пассажиров из Светлогорска1 в Светлогорск2 перевозили автотранспортом КЖД. Подсчитана стоимость работ по восстановлению железнодорожной насыпи между станциями Светлогорск1 и Светлогорск2. На месте 30метрового провала уложено 25 тыс. тонн песчаногравийной смеси, также обновлена непострадавшая часть насыпи. Общая стоимость работ оценивается в 27 млн рублей.

Изучение и анализ сейсмических дислокаций, а также характерные повреждения жилых и социальных зданий показали, что интенсивность землетрясения достигала 6 – 7 баллов по 12-бальной макросейсмической шкале. Сопоставление распределения по территории города поврежденных зданий, а также степени повреждений с характеристиками геологической среды показало, что наиболее интенсивные и частые повреждения зданий произошли в долине реки Преголи, особенно в той ее части, где слабые грунты залегают с поверхности на глубину более 5 м (Октябрьский район города, особенно пос. Космодемьянский). На многих участках залегают водонасыщенные пылеватые пески, способные к разжижже

нию при сейсмических воздействиях, что способствует дополнительным осадкам зданий. В значительно меньшей степени поврежденные здания распространены в пределах так называемой моренной равнины, где слабые грунты залегают ниже 5 м (Центральный район города) и зандровой равнины (Ленинградский район), где слабые грунты залегают в основном на 5 м от поверхности.

Отмечается взаимосвязь плотности распространения поврежденных зданий с уровнем грунтовых вод. Чем выше уровень грунтовых вод, тем поврежденных зданий больше. Отмечается также связь между количеством поврежденных зданий и степенью повреждений и приуроченностью размещений зданий близ предполагаемых зон глубинных тектонических разломов.

Относительно тяжелые последствия землетрясения в Калининграде обусловлены также возможным разжижением водонасыщенных пылеватых и мелких песков с плывунными и псевдо плывунными свойствами.

В настоящее время совершенно ясно, что землетрясение в Восточной Балтике не является экзотикой. Уточнение вопроса о сейсмической активности Восточной Балтики является настоятельно необходимым не только на областном, но и на межгосударственном уровне (одновременно для Российской Федерации, Польши, Германии, для Скандинавии и Прибалтийских стран) [2].

В Калининградской области началось создание региональной сети сейсмостанций. Подобные станции успешно работают в Литве и Польше. Другая сторона вопроса – необходимо провести сейсмическое районирование города и области, а также пересмотреть строительные нормы для разных категорий зданий, провести инвентаризацию имеющихся и снести еще оставшиеся аварийные дома. Исследования геологической среды Калининграда и других городов области показали, что на территории областного центра и других городов области для проектирования и строительства обязательно необходимо учитывать сейсмические свойства грунтов основания и уровень грунтовых вод, то есть, настоятельно необходимым является проведение сейсмического микрорайонирования.

рисунок 8.Карта-схема оценок водообмена

проекты

13


№5 (27) октябрь 2011

Схема экспертных оценокпредпосылок водообмена1 – высокая2 – средняя3 – низкая

Вероятностная оценка прочностной надежности трубопроводов

lвероятностные методы расчета, надеж-ность, вероятность безотказной рабо-ты, закон распределения случайной величины, выборка случайной величины, плотность распределения вероятности, непараметрическая статистика, адаптив-ные оценки плотности вероятности;

lthe probability theory calculation methods, reliability, non-failure operation probability, random variable distribution law, random variable sample, probability distribution density, distribution-free statistics, probability density adaptive estimations


В.Н. Сызранцев Д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Машины и оборудо-вание нефтяной и газо-вой промышленности» ГОУ ВПО «Тюменский государственный неф-тегазовый универси-тет», Тюмень

С.Л. Голофаст Д.т.н., профессор кафедры « Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» ГОУ ВПО «Тюменский госу-дарственный нефтега-зовый университет», Тюмень

технологии транспорта нефти и газа теория


Формирование нормативной базы, определяющей работоспособность трубопроводов, как на стадии проектирования, так и эксплуатации, на сегодняшний день осуществляется на основе четырех подходов [1], представленных на рисунке 1.

Два первых подхода представляют собой традиционные детерминированные методы, позволяющие произвести прочностной расчет объекта и его ресурс в функции времени или числа циклов нагружения. Минимальная вероятность возникновения аварий и катастроф потенциально опасных объектов обеспечивается в расчетной практике фактически за счет применения завышенных коэффициентов запаса прочности.

Вероятностные методы расчета, составляющие основу третьего подхода, позволяют оценить надежность оборудования. В отличие от детерминированных методов они предполагают определение вероятности безотказной работы и вероятного ресурса оборудования, а не сравнение рассчитанных критериев прочности с предельно допустимыми значениями. Степень их применения по ряду причин, которые будут рассмотрены ниже, не превышает на практике 1%.

Новые методы, представляющие четвертый подход и позволяющие рассчитывать риск, живучесть и безопасность сложных технических систем в настоящее время только разрабатываются.

традиционные(детерминированные)

методы прочностного расчета

Детерминированные методы расчета ресурса

Вероятностные методы расчета (в рамках теории классической статистики)

Новые методы расчета

Сравнение расчетных критериев прочности

с предельно допустимыми

Расчет ресурса в функции времени или числа циклов нагружения

Определение вероятности безотказной работы или

прогнозируемого (с доверительными границами) ресурса

Расчет риска, живучести и безопасности

технических систем

1 подход

2 подход

3 подход

4 подход

рисунок 1.Основные подходы к определению работоспособности оборудования


15


№5 (27) октябрь 2011

При вероятностных расчетах σ – напряжение, возникающее в исследуемом объекте под действием внешней нагрузки, принимается величиной случайной. В общем случае σ является функцией от внешней случайной нагрузки (давление, воздействие грунта, изгибающий и скручивающий моменты), случайной вариации размеров (диаметр трубопровода, толщина его стенки), а также других случайных воздействий, например, температурных и т.д. Предельное напряжение s, в качестве которого выбирают в зависимости от принятых норм расчета предел текучести, предел прочности, предел

выносливости и т.д., также является величиной случайной [5]. Характеристики случайной величины s определяются механическими свойствами и качеством используемого материала, их изменением в процессе эксплуатации изделия.

Оценка прочностной надежности изделия как на этапе его проектирования, так и эксплуатации, заключается в определении вероятности безотказной работы (R) путем решения следующего уравнения [1, 2, 4]:

R = Pr(y ≥ 0), (1)

где y = s – σ – разность двух независимых случайных величин s и σ.

Решение уравнения (1) требует знания законов распределения случайных величин s и σ. Основной характеристикой закона распределения вероятности случайной величины, позволяющей решать задачи статистического анализа, включая уравнение (1), является ее плотность. Восстановление плотности распределения вероятностей случайных величин s и σ выполняется на основе выборок значений σi, . Для получения таких выборок применяются способы, приведенные в таблице 1.

Статистическая обработка выборок σi, i = и Sj, j = позволяет получить искомые функции плотности распределения ƒσ(σ) и ƒs(s) случайных величин σ и s, примеры которых приведены на ри-сунках 3 и 4.

На совмещенном графике функций ƒσ(σ) и ƒs(s), значения которых отложены по оси ординат, а величины σ и s – по оси абсцисс, представленном на рисун-ке 5, область перекрытия функций плотности распределения напряжений и допускаемых напряжений (прочности) характеризует определенную вероятность отказа.

Следуя зависимости (1) искомая вероятность безотказной работы (R) оборудования по критерию прочности

100

80

60

40

20

0

1 подход ~91,5%

2 подход ~7%

3 подход ~1%

4 подход ~1,5%

%

рисунок 2.Доли применения основных подходов в практике оценки работоспособности сосудов и трубопроводов

таблица 1Способы получения выборок случайных величин

Способ Выборка

Эксперимент

– непосредственная регистрация напряжений σi в исследуемом месте

трубопровода с помощью экспериментальных средств и обработка

информации, n – число измерений

– расчет напряжений σi, возникающих в стенке трубопровода на основе

результатов измерения случайных величин (давления pi и температуры

Ti в трубопроводе , диаметра d и толщины стенки трубопровода δ) по

известным [3,5] функциональным зависимостям σi = σi(pi, Ti, δ, d), где n –

число замеров давления и температуры

– статистическое моделирование случайных величин давления pi, и

температуры Ti, и расчет выборки σi длиной n на основе зависимости σi

= σi(pi, Ti, δ, d)

Эксперимент

– комплекс экспериментальных работ по разрушению образцов из

материала трубы, в результате которого определяется предельное

напряжение Sj, , где m – количество экспериментов (например,

если в качестве предельного напряжения используется предел

прочности материала σв, то sj ≡ σвj).

рисунок 3.Функция плотности распределения возникающих в стенке трубопровода напряжений σ



определяется в результате вычисления интеграла [2, 4]:

. (2)

Корректность результатов оценки прочностной надежности оборудования, решения задач определения рисков при его проектировании и эксплуатации зависит от принятых при расчетах законов распределения случайных величин, входящих в условия прочности. Традиционные методики вероятностного прочностного расчета оперируют с законами распределения случайных величин, предложенными и исследованными в рамках теории параметрической статистики. К настоящему времени число таких законов приближается к 100, что требует для инженеров специальной подготовки, чтобы ориентироваться в тонкостях их применения. Уже на этапе принятия того или иного закона распределения возникает проблема, не имеющая корректного решения. Для одной и той же выборки случайных величин s и σ, насчитывающей, как правило, несколько десятков (реже сотен) значений, с помощью критериев согласия может быть принят ряд законов распределения, отличающихся «тяжестью» хвостов, именно которые и определяют конечный результат решения уравнения (1). Не менее важным моментом является идентификация за

рисунок 4.Функция плотности распределения допускаемых для материала трубопровода напряжений s

рисунок 5.К определению вероятности отказа

р, МПа

Т, °С

Дни

Дни

рисунок 6.Изменение значений давления и температуры нагнетания газа на одной из КС МГ Уренгой – Сургут – Челябинск за двенадцать месяцев


17


№5 (27) октябрь 2011

кона распределения с помощью критериев согласия (например, КолмогороваСмирнова, критерия χ2 , критерия ω2). Данные критерии устанавливают только вероятность отклонения эмпирического распределения от предполагаемого, но не обосновывают ее критическую величину, что может привести к ошибке 2го рода (принятый закон распределения не соответствует фактическому распределению случайной величины).

Следующей проблемой, возникающей при решении задачи (1), является невозможность в ряде случаев сформулировать условия отнесения выборки при обработке результатов измерений конкретной случайной величины к какомулибо параметрическому закону. Примеры таких данных [6] по температуре и давлению нагнетаемого газа и нефти, регистрируемых на КС и НПС магистральных нефтегазопроводов, приведены на рисунках 6 и 7.

Более того, модели, применяемые при расчете надежности, требуют математических действий с параметрами, имеющи

ми случайную природу. Практически все вероятностные модели содержат не только элементарные математические операции, но и различные функции, что исключает возможность корректного отнесения результирующей функции к какомулибо параметрическому семейству.

Перечисленные проблемы являются основной причиной, сдерживающей внедрение вероятностных методов расчета надежности оборудования на основе аппарата классической статистики в широкую практику.

В отличие от сложившихся к настоящему времени традиционных (базирующихся на применении известных с точностью до параметров законах распределения случайных величин σ и s) методов решения задачи (1), к настоящему времени разработан иной подход, основанный на применении аппарата непараметрической статистики [4]. Для восстановления неизвестной функции плотности распределения в рамках теории непараметрической статистики разработан ряд методов [7, 8], которые изначально полагают, что вид распределения случайной величины или неизвестен, или может быть определен лишь приближенно.

Дни

рисунок 7.Изменение значений давления на выходе одной из НПС МН Омск – Иркутск за двенадцать месяцев

р, МПа

fp (p)

р, МПарисунок 8.Гистограмма плотности распределения давления нагнетания (КС «Ягенетская», магистральный газопровод Уренгой – Сургут – Челябинск)

рисунок 9.Гистограмма плотности распределения температуры нагнетаемого газа (КС «Богандинская», магистральный газопровод Уренгой – Сургут – Челябинск)

fT (T)

T, °C



В решении практических задач наибольшее распространение получили два из них. Первый метод [4] основан на использовании для оценки функции плотности распределения эмпирической функции РозенблаттаПарзена. На базе этого метода разработаны адаптивные оценки плотности вероятности на основе набора ядерных функций. В качестве критерия, обеспечивающего выбор лучшей (наиболее корректно) описывающей ядерной функции, применяется информационный функционал качества:

, (3)

где F(t), ƒ(t) – функция и плотность распределения случайной величины t ;

k(t) – некоторая плотность распределения, для оценки которой используется имеющаяся выборка случайной величины и набор ядерных функций: k(t) = fkN(t, hN, gk(t), где hN – параметр размытости.

Вторым методом восстановления неизвестной функции плотности распределения является метод, предложенный в работах [7, 8]. Здесь оценка неизвестной функции плотности fN(t)

ищется в виде

разложения по системе тригонометрических функций:

, (4)

где ; t ∈ [0,1]; lj – коэффициенты; .

При имеющейся выборке случайной величины выбор степени «сложности» оценки (3), – числа членов разложения М, с учетом ее объема (N) определяется на основе метода структурной минимизации риска [8].

На основе данных методов разработано программное и методическое обеспечение для восстановления функции плотности распределения случайных величин и решения задач оценки прочностной надежности оборудования и трубопроводов [4]. Принципиальным отличием данного подхода к решению задачи (1) является то, что методами непараметрической статистики не только восстанавливаются функции распределения случайных величин, входящих в расчетные зависимости критериев прочности (независимо от их сложности), но и функции плотности распределения самих критериев, что позволяет оценивать прочностную на

дежность объектов в условиях реальных спектров воздействия внешних нагрузок и естественных законов изменения предельного состояния материала.

В качестве примера ниже приведены результаты оценки на основе разработанных методов вероятности отказа линейных участков газопровода УренгойСургутЧелябинск. При решении задачи использованы выборки ежедневно фиксированных в течение 2006г. значений давления нагнетания и температуры транспортируемого газа на каждой из компрессорных станций. Для наглядности и возможности сопоставления результатов расчетов принято, что линейные участки изготовлены из трубы с одинаковыми геометрическими размерами и механическими свойствами материала, а предельные напряжения распределены по нормальному закону. Анализ представленных результатов свидетельствует, что только вследствие статистического разброса внутреннего давления и температуры транспортируемого газа, определяющих в данном примере спектр возникающих в стенке газопровода напряжений, вероятность возникновения отказа для различных участков линейной части отличается на порядки.

fp (p)

р, МПа

рисунок 10.Гистограмма плотности распределения давления на выходе (НПС «Барабинская», магистральный нефтепровод Омск – Иркутск)

0,3

0,24

0,18

0,12

0,06

0

2,5 2,75 3,0 3,25 3,5 3,75


19


№5 (27) октябрь 2011

Результаты оценки вероятности отказа участков газопровода

ГКС

КС Ягененская

КС Пурпейская

Давление нагнетания



Температура



Действующие и допускаемые напряжения




Вероятность отказа 1,66*10-5



КС ГубкинскаяДавление нагнетания Температура








КС Вынгапуровская

КС Ортьягунская

КС Аганская

КС Приобская














21


№5 (27) октябрь 2011






КС Южно-Балыкская

КС Самсоновская

КС Демьянская

КС туртасская

КС тобольская


















1. Махутов Н.А., Пер-мяков В.Н. Ресурс без-опасной эксплуатации сосудов и трубопро-водов. – Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.2. Капур К., Ламбер-сон Л. Надежность и проектирование си-стем: Пер. с англ. – М.: Мир, 1980. – 604 с.3. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопро-водов – М.: ОАО «Из-дательство «Недра», 2000. – 467 с.

4. Сызранцев В.Н., Голофаст С.Л., Не-велев Я.П. Расчет проч-ностной надежности изделий на основе методов непараметри-ческой статистики. – Новосибирск: Наука, 2008. – 218 с.5. И.Н. Бирилло, А.Я. Яковлев, Ю.А. теп-линский, И.Ю. Быков, В.Н. Воронин. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями / Под

общей редакцией докт. техн. наук, профессора И.Ю. Быкова. – М: Изд.ЦентрЛитНефтеГаз. – 2008. – 168 с.6. Черпаков В.В. Разработка методи-ки формирования аварийных запасов труб (На примере га-зопроводов Западной Сибири) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: Дис. канд. техн. наук. – тю-мень, 2007. – 122 с.

7. Деврой Л., Дьёр-фи Л. Непараметри-ческое оценивание плотности. L1-подход: Пер. с англ. – М.: Мир, 1988. – 408 с.8. Алгоритмы и программы восста-новления зависимо-стей: Под редакцией В.Н.Вапника. – М.: Наука, Главн. ред.физ.-мат. лит-ры, 1984. – 816 с.

Действующие и допускаемые напряжения Действующие и допускаемые напряжения

КС Ярковская КС Богандинская

Давление нагнетания Давление нагнетания

Температура Температура

Вероятность отказа 8,2*10-4 Вероятность отказа 1,0*10-2

В отличие от детерминированных методов прочностного расчета реализация разработанного подхода позволяет определить фактическую нагруженность исследуемого участка линейной части с учетом случайного спектра внешних нагрузок, статистической природы геометрических параметров и механических характеристик материала трубопровода, глубин, форм, протяженности и мест расположения коррозионных дефектов, и, в результате, более корректно оценить индивидуальную прочностную надежность отдельных участков газопровода.

Экономические аспекты использования труб с внутренним антикоррозионным покрытием

lвнутренняя коррозия, полимерные покрытия, изоляция, оценка эффектив-ности, затраты, издержки;

linternal corrosion, polymeric coatings, isolation, efficiency estimation , expense, expenses


Е.У. Масютина Ведущий научный сотрудник ОАО ВНИИСТ, Москва

Е.М. Ловцова Старший научный сотрудник ОАО ВНИИСТ, Москва

В.Д. Данкин Заведующий лабораторией ОАО ВНИИСТ, Москва

Одной из основных причин аварий на трубопроводном транспорте в нефтедобывающей промышленности является внутренняя коррозия: большинство аварий на внутрипромысловых трубопроводах было ее следствием. Это обусловлено коррозионной агрессивностью добываемой продукции, которая в процессе эксплуатации скважин значительно возрастает с появлением в добываемой продукции сероводорода – результата жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. По данным Ростехнадзора России ежегодно на внутрипромысловых трубопроводах отмечается около 50 тыс. утечек и аварий, из них до 35 тыс. на месторождениях Западной Сибири.

По оценкам экспертов, срок службы стальных труб без покрытия составляет от 6 месяцев до 5 лет. Потери при добыче и транспортировке нефти сейчас составляют от 3 до 7% от добываемого объема, что значительно превышает мировые стандарты.

Необходимость защиты

внутренней поверхности

труб от коррозии очевид

на. Наиболее распростра

ненным способом защиты

является применение анти

коррозионных покрытий.

Срок службы трубопрово

дов с современными анти

коррозионными покрытия

ми возрастает в 8 – 10 раз

по сравнению с незащи

щенными трубами.

Применение внутренних полимер-ных покрытий дает ряд преимуществ:– повышение надежности и увеличение срока службы трубопроводов;– снижение шероховатости внутренней поверхности труб;– снижение отложений парафинов на стенках трубопроводов, облегчение процесса очистки и снижение эксплуатационных расходов;– повышение производительности перекачки нефтепродуктов на 8 – 10%.

Развитие производства внутренней изоляции труб возможно при выпол-нении двух условий: – обеспечение надежности и долговечности покрытий;– оптимальное решение проблемы защиты внутренней поверхности зоны сварного шва.

Надежность и долговечность покрытий определяется правильным выбором покрытия и его качественным нанесением, включая подготовку металлической поверхности.

Критериями выбора покрытий для внутренней изоляции труб являются условия эксплуатации трубопровода, защитные и технологические свойства покрытий.

Нанесение антикоррозионных покрытий может осуществляться:– на предприятиях трубной промышленности в процессе изготовления труб;– на специальных заводах по нанесению антикоррозионных покрытий;– в трассовых условиях при проведении строительномонтажных работ.

Для получения качественного антикоррозионного покрытия наиболее предпочтительными являются первые два варианта.

В России строительство специализированных заводов по изоляции труб началось в 90х годах XX века. Как правило, заводы или цеха создавались для удовлетворения потребностей конкретных нефтедобывающих компаний вблизи нефтепромыслов.


23


№5 (27) октябрь 2011

По своему оснащению заводы находятся на достаточно высоком техническом уровне. Высокое качество покрытий достигается применением современных материалов, оборудования и контролем выполнения каждой операции технологического процесса.

Качество производимых заводами покрытий подтверждено аттестационными испытаниями.

Для определения целесообразности использования труб с внутренней изоляцией необходимо проведение экспертной оценки эффективности общественной зна чимости проекта. Оценка проводится в два этапа.

На первом этапе рассчитываются показатели эффективности проекта в целом. Цель этого этапа – агрегированная экономическая оценка проектных решений и создание необходимых условий для поиска инвесторов. Для локальных проектов оценивается только их коммерческая эффективность и, если она оказывается приемлемой, рекомендуется непосредственно перехо дить ко второму этапу оценки.

Второй этап оценки осу

ществляется после выра

ботки схемы финансирова

ния. На этом этапе уточня

ется состав участников и

определяются финансовая

реализуемость и эффектив

ность участия в проекте

каждого из них.

Положения общей эффективности проекта

В основу расчетов положена оценка годового экономического эффекта от практического применения труб с двусторонней антикоррозионной защитой для трубопроводов в сравнении с применением труб только с наружной изоляцией, получаемой в заводских или трассовых условиях, или труб без антикоррозионной изоляции.

При проведении расчетов за базу сравнения при определении экономического эффекта принимаются:

показатели заменяемых труб;• характеристики производственной •

инфраструктуры (отказы, экология), изменяемой с внедрением новации;

уровень надежности, изменяемой в • результате новации;

уровень производственных расходов, • включая капитальные, эксплуатационные затраты и затраты на ремонт и техническое обслуживание, а также энергопотребление и фискальные выплаты (штрафы);

уровень затрат времени и количества • задействованного персонала на выполнение ремонтных, аварийных и эксплуатационных мероприятий.

Для выполнения оценки

экономического эффекта

выявляются все факторы,

выступающие источни

ком улучшения, проводит

ся их оценка в сопостави

мых условиях. При этом

исключаются факторы, не

связанные с оцениваемы

ми мероприятиями, вклю

чая ценовые.

Прямой экономический эффект проявляется в виде уменьшения затрат текущего периода, косвенный проявляется с течением времени в виде улучшения и снижения затрат последующих периодов.

Расчеты сравнительной экономической эффективности производятся при сопоставлении вариантов хозяйственных и технических решений, т.е. проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов из труб с различной антикоррозионной изоляцией.

При сравнении вариан

тов необходимо обеспе

чить их сопоставимость

по назначению, потреби

тельским свойствам, полез

ной площади, санитарно

гигиеническим условиям

труда и т. п.Расчет годового экономического эф

фекта (Э) от создания и использования

труб с различной антикоррозионной изоляцией для строительства трубопроводов производится по формуле:

Э = [(31+ 3c1) φ + Э э – (32 + 3с2)] А, (1)

где: 31 и 32 – приведенные затраты на за

водское изготовление труб с учетом стоимости транспортировки до строи тельной площадки по сравниваемым вариантам базовой и новой техники, на единицу измерения;

3c1 и 3c2– приведенные затраты на строительство трассы и монтаж трубопровода на стройплощадке (без учета стоимости заводского изготовления) по сравниваемым вариантам базовой и новой техники;

φ – коэф фициент изменения срока службы труб с антикоррозионной изоляцией по сравнению с базовым вариантом.

Э э – экономия в сфере эксплуатации конструкций за срок их службы определяется по формуле:

, (2)

И1 и И2 – годовые издержки в сфере эксплуатации на единицу по сравниваемым вариантам.

К ним относятся: затраты на капитальный ремонт трубопровода, восстановление и под держание предусмотренной проектом надежности труб и трубопровода, ежегодные затраты на текущий ремонт и техниче ское обслуживание;

К1 и К2 – сопутствующие капитальные вложения в сфере эксплуата ции трубопроводов (капитальные вложения без учета стоимости труб) в расчете на единицу по сравниваемым ва риантам, руб.;

Ен – в расчетах экономической эффективности новой техники используется единый нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений равный 0,15;

А – годовой объем строительномонтажных работ с примене нием новых труб в расчетном году, в натураль ных единицах.

Приведенные затраты 3i рассчитываются для i элемента по формуле:

3i = С I + Е * К I, (3)

где: С I – стоимость материалов, трудоза

трат и т.д. по i варианту;К I – капитальные затраты по i вари

анту.



В нашем случае затраты, выведенные в формуле 1, будут складываться соответственно:

31 = С1 + Е*К1 и 32 = С2 + Е*К2, (4)

3c1 = (С3+ С5 + С7+ С9) + Е*(К3+ К5+ К7+ К9), (5)

3c2= (С4+ С6+ С8+ С10) + Е*(К4+ К6+ К8+ К10). (6)

Годовые издержки в сфере эксплуатации на единицу по сравниваемым вариантам.

И1 = (С11+ С13) + У н1, (7)

И2 = (С12+ С14 ) + У н2. (8)

Исходные составляющие, входящие в методику общей экономической эффективности

Данная методика основана на определении экономической целесообразности путем сравнения применения для строительства трубопроводов труб с двусторонней антикоррозионной изоляцией и труб без изоляции.

1. Проектные работы для сравниваемых объектов по затратным показателям (С3 и С4) одинаковые и входят в состав 3c1 и 3c2 формулы 1.

2. Подготовка трассы под строительство для сравниваемых объектов по затратным показателям (С5 и С6) одинаковая и входит в состав 3c1 и 3c2 формулы 1.

3. Стоимость труб с доставкой определяется по ценам заводов изготовителей стальных труб без изоляции и ценам изготовления изоляции на заводе и входят соответственно в величины 31 и 32 формулы 1. В эти показатели входит также стоимость доставки труб до места монтажа трубопровода.

В приводимом нами срав

нении стоимость труб с

двусторонней изоляцией

будет в 1,5 – 2 раза выше

стоимости труб без изо

ляции.

4. Затраты на монтаж трубопровода входят в состав 3c1 и 3c2 формулы 1 и

составляют для сравниваемых объектов практически одинаковую величину (С7 и С8), так как для монтажа применяется одинаковая техника, одинаковый способ сварки труб в плети и т.д.. Некоторое отличие заключается в установке втулок для защиты внутренней поверхности труб с двусторонней изоляцией.

5. Строительство сопутствующих элементов трубопровода.

Затраты (С9 и С10) на

строительство вспомога

тельных объектов, необ

ходимых для обеспечения

бесперебойной работы

трубопровода сравнивае

мых объектов, равновели

ки, за исключением необ

ходимости строительства

для трубопровода из труб

без антикоррозионной за

щиты устройств электро

химзащиты. Данные до

полнительные затраты,

как и вообще затраты на

вышеуказанное строитель

ство, необходимо учиты

вать при расчете в составе

затрат 3c1 и 3c2 формулы 1.

6. Эксплуатационные расходы (без ремонтных работ) (С11 и С12).

К данному виду затрат относятся затраты на поддержание технологического режима работы трубопровода, затраты на электроэнергию и вспомогательные материалы.

7. Ремонтные работы в процессе эксплуатации (С13 и С14).

К ремонтным работам в сфере эксплуатации относятся затраты на капитальный ремонт, на текущий ремонт и послеаварийный ремонт.

8. Ущерб от потери нефти в результате аварий.

В годовые издержки (И1 и И2) включается стоимость ущерба в результате потери перекачиваемой нефти. Данные издержки можно считать по формуле:

У н = Vн (С н + Сg*L g), (9)

где:Vн – количество потерянной нефти;С н – цена нефти за единицу;Сg – себестоимость перекачки нефти;L g – расстояния от головной НПС до

места аварии. В основном ущерб от потери нефти

касается использования трубопроводов из труб без антикоррозионной защиты и поэтому основная стоимостная нагрузка будет включаться в годовые издержки базового варианта И1.

9. Штрафы за нанесение ущерба экологии окружающей среды определяются суммами, выставляемыми соответствующими органами, при этом это могут быть санкции при использовании как для того или другого из сравниваемых объектов, и включаются в годовые издержки (И1 и И2).

10. Срок службы трубопровода.Коэффициент учета изменения срока

службы нового трубопровода рассчитывается по формуле:

, (10)

где: Р1 и Р2 – доли сметной стоимости труб

в расчете на 1 год их службы по сравниваемым вариантам.

Специалисты ОАО ВНИИСТ разработали программу испытаний, позволяющую прогнозировать срок службы покрытий для различных транспортируемых сред.

В сотрудничестве с Выксунским металлургическим заводом проведены испытания различных отечественных и зарубежных материалов для антикоррозионной защиты внутренней поверхности труб.

Для подтверждения методики прогнозирования срока службы антикоррозионных внутренних покрытий труб в институте были проведены испытания покрытий заводов в г. Нефтеюганске и Нижневартовске, которые находились в эксплуатации от 2-х до 6-лет.

Стабильные показатели свойств исследованных покрытий в сравнении с исходными и результаты дополнительных комплексных лабораторных испытаний показали, что трубы имеют дополнительный ресурс и могут использоваться далее.


25


№5 (27) октябрь 2011

Возможное влияние высокого гидростатического давления на процессы коррозии труб газопровода, проходящего по дну Черного моряВ связи с прохождением магистрального газопровода по дну Черного моря были выполнены исследования по определению возможного влияния гидростатического давления жидкости равном 25,0 МПа на стойкость образцов из газопроводных труб к сероводородному разрушению при низких концентрациях сероводорода.

технологии транспорта нефти и газа практика


lчерное море, магистральный газопровод, сероводородное растрескивание, гидро-статическое давление;

lblack sea, main gas pipeline, hydrosulphuric cracking, hydrostatic pressure


С.А. Лубенский К.т.н., старший научный сотрудник лаборатории Анализа аварийности и граж-данской защиты центра «Анализа рисков, управление промышленной безопасностью и гражданской защитой» ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ», Московская область

Наличие H2S в воде Черного моря и в донных отложениях требует ответа: в какой мере это может вызывать общую коррозию, охрупчивание и растрескивание труб из углеродистых и низколегированных сталей.

Факторы, которые определяют характер и кинетику коррозионного поведения металлов в морской воде, можно разделить на физические, химические и биологические.

К физическим факторам относятся: скорость течения, наличие ила, давление и температура.

К химическим факторам относятся: растворенные газы (кислород, диоксид углерода, сероводород), соленость, величина рН, растворимость карбонатов (тенденция к образованию защитного слоя карбонатов возрастает с повышением рН). Образующиеся в процессе сероводородной коррозии на поверхности стали сульфиды железа не обладают заметными защитными свойствами и не замедляют скорость коррозии стали во времени.

К биологическим факторам относятся: обрастание (может уменьшать скорость коррозии, но иногда может вызывать образование локальных коррозионных пар), поглощение и выделения диоксида углерода, выделение сероводорода.

Кроме того, в связи с прохождением магистрального газопровода по дну Черного моря (длина подводного участка трассы составляет около 370 км, макси

мальная глубина заложения 2150 м) необходимо выяснить в какой мере оказывает влияние давление столба морской воды на процесс сероводородного разрушения газопроводных труб из углеродистых и низколегированных сталей.

Краткая характеристика подводного участка газопроводаНа рисунке 1 представлен сжатый профиль подводного участка МГ.

Слабая связь Черного моря с океаном, обильный речной сток, затрудненный водообмен между верхними и нижними слоями приводит к изменению химического состава воды. Средняя соленость поверхностного слоя воды в центральной части Черного моря составляет 16...180/00. На большей глубине соленость увеличивается до 21...22,50/00.

Температура глубинных вод остается постоянной круглый год и составляет 8...9 0С.

Скорость подводного течения составляет 0,28…1,67 м/с.

Только верхний 50метровый слой насыщен кислородом. В нижних слоях содержание кислорода уменьшается и на глубине 150...200 м появляется сероводород, количество которого может достигать более 30 мг/л.

Глубоководный ил Черного моря содержит большое количество сульфидов железа (пирит (FeS2)), гидропирит (FeS H2O).

Гидростатическое давление столба воды Черного моря на глубине 2500 м составляет ≅ 25,4 МПа.

Равновесное соотношение растворенных форм сероводорода в морской воде при температуре 9 0С составляет: H2S=18%, HS– = 82%, S2– =0,002% (под давлением столба воды 10 МПа) [1, 2, 3].

Считается, что сероводород при концентрации 3 × 103 г/л способен вызывать растрескивание углеродистых и низколегированных сталей [4]. То есть концентрация сероводорода в глубине Черного моря превосходит то количество сероводорода, которое может вызывать сероводородное растрескивание сталей.

Так, согласно нормам NACE MR 0175 при парциальных давлениях сероводорода, превышающих 0,0035 кг/см2, следует принимать меры по защите от водородного расслоения и сульфидного растрескивания металла.


27


№5 (27) октябрь 2011

рисунок 1.Cжатый профиль подводного участка МГ

Средние показатели химического состава воды Черного моря и величина рН представлены в таблице 1 и на рисунках 2 и 3.

Из представленных на рисунке 3 данных следует, что значения водородного показателя воды Черного моря и придонного ила лежат в интервале 6,6...8,8 единиц рН. В данном интервале возможно протекание описанных видов сероводородного разрушения.

Результаты электрохимических измерений и коррозионно-механических испытанийСкорость коррозии образцов из труб категории прочности Х70 по API 5L после 100 часовой экспозиции составляет 0,16 г/м2ч (глубинный показатель коррозии 0,18 мм/год, при условии, что коррозия равномерна).

Был выполнен комплекс электрохимических измерений, который включал снятие катодной и анодной поляризационных кривых.

Результаты электрохимических измерений представлены на рисунках 4 и 5.

Электрохимические измерения показывают, что уже при концентрации сероводорода 15 мг/л потенциал выделения водорода за счет электрохимического разложения воды смещается в сторону положительных значений. Скорость электрохимического растворения стали увеличивается более, чем на порядок.

Методика проведения испытаний на сероводороное растрескивание

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

Глубина, м

Расстояние, км

0 50 100 150 200 250 300 350 400

таблица 1Сопоставление

Общее

содержа-

ние солей,

% вес.

Химический состав, % от твердой фазы

Содержа-

ние H2S,

мг / л

Cl- Br- SO42- CO3

2- Na+ K+ Ca+ Mg2+

1,8 – 2,2 55,1 0,2 7,5 0,5 30,5 1,2 1,4 3,7 22 – 29

рисунок 3.Величина рН в придонном слое, вдоль трассы МГ

рисунок 2.Концентрация Н2S в придонном слое, вдоль трассы МГ

рисунок 4.Кривые анодной поляризации на образцах из листа категории прочности Х70 по API 5L в искусственной морской воде (1); в искусственной морской воде, содержащей 15 мг/л Н2S (2); в искусственной морской воде, содер-жащей 50 мг/л Н2S (3)

рисунок 5.Кривые катодной поляризации на образцах из листа категории прочности Х70 по API 5L в искусственной морской воде (1); в искусственной морской воде, содержащей 15 мг/л Н2S (2); в искусственной морской воде, содержа-щей 50 мг/л Н2S (3)



Изучение влияния высокого гидростатического давления на стойкость к коррозионному растрескиванию проводили при атмосферном давлении и давлении жидкости 25 МПа методом медленной деформации с постоянной скоростью.

Цилиндрические образцы изготовлены из трубы категории прочности Х70 по API 5L диаметром 1420 × 16,0 мм в состоянии поставки.

Химический состав и механические свойства металла представлены в таблицах 2 и 3.

Исследования были выполнены в искусственной морской воде следующего состава: NaCl – 17,0 г/л; MgCl2 – 4,86 г/л; MgSO4 – 3,0 г/л; CaSO4 – 0,75 г/л; KCl – 0,3 г/л; NaHCO3 – 0,15г/л; CaCl2 2H2O – 1,032 г/л.

Концентрация сероводорода составляла – 50 мг/л. Величина водородного показателя (рН) – 6,4 единицы. Температура испытаний – 8 0С.Скорость перемещения подвижного захвата разрывной ма

шины составляла 103 мм/мин. Начальная площадь сечения цилиндрического образца – 10

мм2.Кривые получены путем непрерывной записи.

Результаты испытанийРезультаты испытаний на стойкость к коррозионному растрескиванию представлены в таблица 4. Формы кривых «нагрузкаудлинение», полученные при испытании по методу медленной деформации с постоянной скоростью, представлены на рисунке 6.

таблица 4Стойкость к коррозионному растрескиванию образцов из трубы категории прочности Х70

по API 5L (ТУ 14-3-995-81)

Среда Давление столба

жидкости, МПа

Ψ, % К Ψ Наличие трещин

Воздух - 54,8 - Нет

Раствор – H2S 0,1 25,8 0,53 Есть

Раствор – H2S 25,0 17,4 0,68 Есть

При переходе от испытаний на воздухе к испытаниям в среде с сероводородом наблюдаются следующие особенности: – удлинение образцов до их разрушения при испытаниях в среде с сероводородом меньше, чем при испытании на воздухе; – при наложении гидростатического давления этот параметр еще более уменьшается;– переход от упругой к упругопластической зоне деформации в среде, содержащей сероводород, происходит при меньшем уровне нагрузок;– с увеличением гидростатического давления до 25 МПа переход от упругой к упругопластической зоне деформации происходит при еще более низком уровне нагрузок.

При оценке чувствительности к коррозионному растрескиванию путем измерения площади, ограниченной кривыми «нагрузка – удлинение» (работа разрушения), становится ясным, что сероводород значительно снижает стойкость металла тру

бы к коррозионному растрескиванию. В случае высокого гидростатического давления стойкость к этому виду разрушения снижается еще в большей мере.

Таким образом гидростатическое давление жидкости, равное 25 МПа, может оказывать влияние на процесс сероводородного растрескивания под напряжением трубной стали при низких концентрациях сероводорода.

Результаты испытаний на охрупчивание цилиндрических образцов, изготовленных из газопроводной трубы обычного исполнения (ТУ 14399581) и газопроводной трубы категории прочности Х65 по API 5L (Специальное исполнение) представлены в таблице 5.

таблица 5Степень охрупчивания образцов металла труб после испытаний в солевом растворе,

содержащим Н2s (50 мг/л) при гидростатическом давлении 25 МПа

Категория прочности h, %

Труба категории прочности Х70 по API 5L (ТУ 14-3-995-81) 22,9

Труба категории прочности Х65 по API 5L 7,1

Степень охрупчивания (h) стали рассчитывали по формуле:

n0 – nh = × 100, n0

где: n0 – число скручивания образцов до разрушения на воздухе;

n – число скручивания образцов после испытаний в коррозионноагрессивной среде.

Из полученных данных следует, что все испытанные образцы подвержены охрупчиванию.

На образцах, изготовленных из трубы категории прочности Х65 по API 5L, охрупчивание составляет 7%.

ВыводыЕсли принять, что разрушение происходит вследствие водородного охрупчивания, то повышение давления жидкости должно привести к росту поверхностной концентрации ионов водорода, увеличению его диффузии в объем металла, и, следовательно, к увеличению охрупчивания металла труб.

таблица 2Химический состав металла трубы категории прочности Х70 по API 5L, % мас.

C Si Mn P S Cr Ni V Cu N

0,12 0,28 1,59 0,018 0,001 0,03 0,05 0,07 0,08 0,02

таблица 3Механические свойства металла трубы категории прочности Х70 по API 5L

σb, MPa σ0,2, MPa δ, % ψ, %

596,2 451 23,0 65,0

рисунок 6.Кривые нагрузка-удлинение для образцов трубы категории прочности Х70 по API 5L на воздухе (1); в водном растворе солей, содержащей сероводо-род (2); тоже при давлении жидкости 25 МПа (3)

1. Морская коррозия. Справ. Изд. Пер. С англ. под ред. Шумахера М.М.: Металлургия, 1983. – 512 с.

2. Океаногра-фическая энци-клопедия. Л:, Ги-дрометеоиздат, 1974 – 631 с.3. Панов Н.И., Федоров К.Н., Орлов В.М.

Морская вода. Справочное руководство. М:, Наука, 1979 – 327 с.4. Watkins M, Vaughn G. Effects of H2S

particle pressure on the sulfide stress cracking resistive of steel // Mater. Perform. – 1986. – Vol. 25, №1. P. 44 – 48.

Выбор оптимальных газораспределительных сетей

lраспределительная сеть газопроводных участков, показатель, недопоставка газа, метод анализа иерархий, экспертная оценка, ранжирование, парное сравне-ние, оценка согласованности;

ldistributive network of pipeline sections, indicator, short delivery of gas, the Analytic Hierarchy Process, expert evaluation, ranking, pair-wise comparison, assessment of coherence


Рассматривается подход к выбору оптимального варианта

строительства распределительной сети газопроводных

участков среди первоначально оптимизированных

по выбранному показателю и оценённых по дополнительным

показателям. Приводится математическая модель задачи

оптимизации по выбираемому показателю.

К.Л. Унанян Магистр техники и технологии, научный сотрудник отдела Лаборатории экологического сопровождения и экспертизы ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва

С.С. Папян Соискатель Российско-Армянского университета, Ереван

Л.А. Унанян Доктор технических наук, профессор Московской финансово-юридической академии, Москва

cтроительство теория


Прединвестиционные задачи по строительству газотранспортных сетей (задачи техникоэкономического обоснования) можно разделить на два класса: задачи выбора оптимальных параметров сети выбранной конфигурации (оптимизация в малом) и задачи выбора лучшей сети среди оптимизированных вариантов (оптимизация в большом).

Применительно к магистральным газораспределительным сетям под задачами оптимизации мы понимаем задачи определения оптимальных параметров (диаметров) газопроводных участков, подающих газ из источника (магистрального газопровода или локального месторождения) потребителям сети (экономического региона). Задачи выбора имеют место в тех случаях, когда возможно рассмотрение нескольких (разных) вариантов строительства сети газоснабжения, различающихся друг от друга числом потребителей газа, объемами потребляемого газа, схем подачи газа и др.

Следует указать на определенную условность такого разделения, так как элементы оптимизации могут присутствовать при решении задачи выбора (сравниваемые сети сами по себе должны быть оптимизированными), а при решении задач оптимизации могут присутствовать элементы выбора (типоразмеры используемых труб, возможности строительства лупингов, вставок, рабочее давление системы и др.).

Для решения задач оптимизации параметров как линейных магистральных газопроводов, так и газотранспортных сетей в настоящее время предложены различные модели, сводящие задачу оптимизации к различным моделям математического программирования: не

прерывной, дискретной, непрерывнодискретной. Решение задачи значительно облегчается, если модель имеет линейный характер. При этом получаются надежные (математически точные) решения.

С этой точки зрения удобной является следующая модель газораспределительной сети, сводящей задачу оптимизации параметров (диаметров труб участков) к задаче линейного булевого программирования [1]:

(1)

(2)

(3)

(4)

где Zik – показатель kго варианта строительства iго газопроводного участка сети в соответствии с выбранным критерием оптимизации (капитальные или эксплуатационные затраты, недопоставка газа, объем строительных работ, сроки строительства и др.); ∆Pik – разность квадратов начального и конечного давлений газа iго участка при kом варианте его строительства; – максимальнодопустимая разность квадратов давлений газа между давлением газа источника системы Pu и давлением газа конечного потребителя lго пути ; L – число путей передачи газа по системе; N – число газопроводных участков сети; ni – количество рассматриваемых вариантов (типоразмеров труб) по iму участку. В оптимальное решение будут входить те варианты газопроводных участков, для которых в результате решения будут получены значения Xik=1. Такая задача ре

cтроительство теория

31


№5 (27) октябрь 2011

шается методами булевого (двоичного) программирования (например, методом «ветвей и границ»).

Решив задачу оптимизации по различным критериям (показателям), на основании полученных результатов можно выбрать наилучшую газотранспортную сеть с совместным учетом всех показателей. Такой выбор можно осуществить с применением методов теории принятия решений, наилучшим из которых в настоящее время считается Метод Анализа Иерархий (МАИ) [2].

Основные характеристики такого подхода рассмотрим на примере выбора небольшой газораспределительной сети. Рассматривались пять вариантов создаваемой сети, отличающихся друг от друга количеством потребителей (максимальное их число было двенадцать) и соответственно газопроводных участков, объемами потребляемого газа и направлениями подачи газа потребителям. Необходимые технические решения (диаметры труб участков) были получены с помощью модели (1) ÷ (4) с критерием минимум суммарных затрат трубного металла, который для распределительных сетей, как правило, эквивалентен критерию суммарных капиталовложений. Для полученных оптимизированных по металлу вариантов сети были дополнительно оценены такие показатели, как суммарные капитальные вложения, годовые эксплуатационные затраты, объемы недопоставки газа изза возможных отказов труб на участках [3]. Рассчитанные показатели по вариантам приведены в таблице 1.

таблица 1

Вариант № Q К ∆Q

1 61,3 1662,6 7,47

2 44,8 1236,1 4,78

3 72,1 1827,4 8,12

4 58,2 1333,3 6,11

5 39,2 984,5 4,34

где Q – суммарный объем потребляемого газа сети (млн м3 /сутки);

К – суммарные капиталовложения на создание сети (млн руб);

∆Q – годовой объем недопоставки газа (тыс. м3).

Далее методом парного сравнения численных значений по отдельным показателям были рассчитаны векторы приоритетов среди рассмотренных вариантов (собственные вектора матриц парного сравнения) по технике МАИ [2]. При этом, если по показателю Q приоритет отдавался максимальному объему потребляемого газа, то по по

казателям K и ∆Q – их минимальным значениям. Вектора приоритетов приведены в таблице 2.

таблица 2

Вариант № Q К ∆Q

1 0,23 0,04 0,03

2 0,05 0,19 0,30

3 0,52 0,03 0,02

4 0,18 0,13 0,16

5 0,02 0,60 0,49

Отметим, что если по суммарному объему потребляемого газа приоритет имеет третий вариант создания сети, то по суммарным капиталовложениям и по недопоставкам газа – пятый вариант.

Для вынесения окончательного решения рассматривалась следующая таблица парного сравнения важности (предпочтения) показателей на основании экспертного опроса:

таблица 3

Q К ∆Q ВП

Q 1 1/2 3 0,333

К 2 1 3 0,528

∆Q 1/3 1/3 1 0,140

Вектор приоритетов (ВП) сделанного

сравнения показателей приведен в последнем столбце таблицы 3, по которому видно, что наибольший приоритет отдан суммарным капитальным вложениям, а наименьший – суммарной недопоставке газа. Глобальные приоритеты (ГП) приведены в таблице 4, откуда следует, что целесообразным вариантом строительства сети является пятый вариант.

таблица 4

Вариант № ГП

1 0,102

2 0,159

3 0,192

4 0,151

5 0,392

В заключение отметим: для выбора оптимального варианта реализации сети газораспределения выше были рассмотрены три показателя – Q, K, ∆Q, имеющие численные значения. Поэтому парное сравнение и расчет приоритетов вариантов строительства сети по каждому из них не потребовало проверки согласованности [2] – такие сравнения абсолютно согласованы, в то время как парное сравнение между самими показателями производилось экспертно, что потребовало проверки согласован

ности сделанных оценок. Нахождение согласованных оценок при небольшом количестве показателей не представляет большой сложности. В нашем случае для рассмотренных трех показателей оценка согласованности (ОС) имела удовлетворительное значение 0,056, что значительно меньше порогового – 0,1 [2].

Однако примененный выше подход, может быть использован с учетом и многих других дополнительных показателей, имеющих в том числе экологический и/или политический характер, которые на этапе предпроектных исследований, как правило, не могут быть численно оценены.

Применение экспертного подхода сравнения как для отдельных показателей по вариантам, так и для сравнения самих показателей между собой в таких случаях является единственно возможным.

При этом получение согласованных парных оценок может оказаться сложной и весьма трудоемкой задачей. Задача может быть сильно упрощена, если парные сравнения произвести на основании результатов ранжирования отдельных показателей по какомунибудь методу, позволяющей получить оценки сравнения в численном виде [5, 6]. Дальнейшее проведение парных сравнений с применением полученных численных оценок не представляет какой–либо сложности и получаемые при этом результаты являются абсолютно согласованными.

1. Л.А. Унанян – Вариан тная задача оптимизации распре-делительных газо-транспортных систем//Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1990. № 4. – С. 152 – 157.

2. Саати т.И. – При-нятие решений при за-висимостях и обратных связях. Аналитические сети. М.: ЛКИ, 2008. – 360 с.

3. Л.А. Унанян , К.Л. Унанян – Много-критериальная задача выбора распредели-тельных газотранспорт-ных сетей// Газовая промышленность, 2011, №1. С. 23 – 26.

4. Л.А. Унанян , К.Л. Унанян – Вы-бор оптимальной газораспределитель-ной сети// Сборник материалов 2-й международной научно-практической конференции,тамбов, тГтУ, 2008. – C. 45 – 46.

5. Черчмен У., Акоф Р., Арноф Л. – Введение в исследо-вание операций. М.: Наука, 1968 – 488 с.

6. Орлов А.И. – теория принятия решений. М.: Экзамен, 2006. – 573 с.

Пост-релиз «МЭН, 2011»

ИтОГИ ШЕСтОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ ЭНЕРГЕтИЧЕСКОЙ НЕДЕЛИ

В Москве, в Центре Международной Торговли, 24-25 октября 2011 года прошла Шестая Международная Энергетическая Не-деля.

На Форуме состоялось обсуждение ми-рового опыта повышения энергетической эффективности и стимулирования перехо-да энергетического сектора экономики на ускоренное инновационное развитие, разра-боток и реализации программ обеспечения энергетической безопасности и энергосбе-режения.

В рамках «МЭН,2011» состоялись следую-щие заседания:

Главная сессия «Мировая энергетика. Глобальные инициативы».

Сессия «Энергетическая безопасность Европы. Место России в ее обеспечении».

Сессия «Экологическая ответствен-ность энергетики в условиях изменения климата».

Сессия «Дальний Восток и страны Вос-точной Азии. Сценарии развития».

Дискуссионная сессия «Инновацион-ная модель энергетики. Роль государства, науки и бизнеса».

Совместный круглый стол «Сотрудниче-ство России и Международного энергети-ческого агентства в области энергоэффек-тивности и энергосбережения».

ОАО «РусГидро» совместно с Оргкомите-том Форума организовало проведение дискус-сионной сессии «Состояние и современные тенденции развития геотермальной техно-логии в моровой практике».

По инициативе Минэнерго России в рамках МЭН,2011 прошла закрытая встреча экспертов в области разработки морских нефтегазовых ресурсов Арктики государств «арктической пятерки».

Важнейшим событием деловой программы МЭН,2011 стала встреча Министра энергетики РФ Сергея Шматко и Министра промышлен-ности, энергетики и туризма Исландии Катрин

Юлиусдоттир 24 октября 2011 года, в рамках которой состоялось подписание межправи-тельственного соглашения о сотрудничестве в сфере геотермальной энергетики.

В прошедшей Международной Энергети-ческой Неделе приняли участие представи-тели более 25 стран, в том числе, Франции, США, Германии, Канады, Сербии, Польши, Венгрии, Дании, Норвегии, Китая, Японии, Нидерландов, Бразилии, Лаоса, Брунея, Ис-ландии, Греции и других.

На форуме прозвучало более 40 высту-плений, 18 из которых было представлено учеными, специалистами и представителя-ми научно-исследовательских институтов, входящих в структуру Российской Академии Наук.

В рамках Форума также прозвучали вы-ступления представителей институтов, вхо-дящих в структуру подведомственных учреж-дений Министерства энергетики Российской Федерации.

Представителями бизнес-структур (ком-паний и корпорация России и зарубежных стран) было представлено 14 докладов и презентаций.

От государственных органов – прозвуча-ло 12 выступлений, три из которых сделано представителями Российских государствен-ных структур.

В работе «МЭН,2011» приняли участие три Лауреата Премии «Глобальная Энергия»: Е.П. Велихов, А.Э. Конторович и Т. Сугфуссон (Исландия).

Слева направо: ЕВГЕНИЙ ВЕЛИХОВ (РНЦ «КУРЧАтОВСКИЙ ИНСтИтУт»), АЛАН МАКДОНАЛьД (МАГАтЭ), КАтРИН ЮЛИУСДОттИР (МИНИСтР ПРОМЫШЛЕННОСтИ, ЭНЕРГЕтИКИ И тУРИЗМА ИСЛАНДИИ), СЕРГЕЙ ШМАтКО (МИНИСтР ЭНЕРГЕтИКИ РОССИИ), РИЧАРД ДЖОНС (МЭА), АББАС АЛь-НАКИ (ОАПЕК)

IV МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-тЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «ГАЗОтРАНСПОРтНЫЕ СИСтЕМЫ: НАСтОЯщЕЕ И БУДУщЕЕ (GTS-2011)»

Пост-релиз

26–27 октября в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» работала IV Международная

научно-техническая конференция «Газотранспортные системы: настоящее

и будущее (GTS-2011)».

Организаторы конференции:

GTS-2011 – ОАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

В работе конференции принимали участие порядка 400 делегатов

из дочерних предприятий и организаций ОАО «Газпром», ученые

из отечественных и зарубежных отраслевых институтов, эксперты

нефтегазовых компаний.

Конференция была посвящена вопросам развития и

функционирования газотранспортных систем в России и за

рубежом, созданию крупномасштабных газотранспортных

проектов нового поколения, особенностям технических решений в

процессе создания оборудования компрессорных станций.

Работу Конференции GTS-2011 открыл первый заместитель

начальника

Департамента по

транспортировке,

подземному

хранению и

использованию газа

ОАО «Газпром» Сергей Алимов.

Тематика четырех научно-технических

секций конференции позволила

участникам обсудить проблемы и

вопросы в области проектирования,

строительства, развития и

реконструкции газотранспортных

систем; развития производства

трубной продукции и технологий

сварки, обеспечения надежности

и безопасности газотранспортных

систем. В рамках конференции

работала одноименная выставка.

Информационным спонсором

конференции выступил журнал

«Трубопроводный транспорт:

теория и практика».

Пленарное заседание IV Международной научно-технической конференции GTS-2011

Доклад первого заместителя начальника Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Сергея АЛИМОВА

Работа секций IV Международной научно-технической конференции GTS-2011

конференции


Будущее CAD-системЧасть II Структуры технических систем. Подготовка информации путем повышения качества знаний. Поиск аналогов в семантических пространствах Осгуда

lCAD-системы, методы проектирования, системология, искусственный интеллект, моделирование знаний;

lCAD-systems, designing methods, systemology, artificial intelligence, modelling of knowledge


П.К. Петров Кандидат технических наук, начальник Управления информационных технологий ОАО ВНИИСТ, Москва

проектирование теория

33


№5 (27) октябрь 2011

Окончание. Начало в №4 (26) 2011

Структуры технических систем. Аспекты описания

В завершении первой части статьи [1] изложена парадигма метода подготовки информации для поиска проектного решения: подготовка информации на дивергентном этапе проектирования сводится к последовательному описанию знаний о различных аспектах структур технических систем.

Из последующего изложения станет ясно, какие аспекты (стороны, направления) структур технических систем следует описывать, и на каких основаниях они выбраны.

ПРАГМАТИЧЕСКИЕ ПОДХОДы К ОПИСАНИю СИСТЕМ Описание структур технических систем возможно с использованием одного из двух различных прагматических подходов. Выбор подхода определяется целью описания.

В первом случае техническая система описывается как объект проектирования, и описание ее идет в направлении от требуемых свойств через реализующие их процессы к конструкции.

Во втором случае в совокупность знаний вносится описание уже существующей технической системы, и ее описание может быть направлено от конструкции к функциональной схеме и свойствам.

Следует отметить, что при описании различных частей системы, также как и в ходе процесса ее проектирования, могут использоваться попеременно как первый, так и второй подходы. В результате законченного применения любого из указанных подходов получается одинаковое, прагматически инвариантное

многоаспектное описание технической системы.

Поскольку мы говорим о проектировании объектов, рассмотрим первый подход к описанию структуры технической системы.

1. Функциональный аспект. В подавляющем большинстве случаев нужные свойства какоголибо объекта не обеспечиваются просто его формой или материалом. Стало быть, для получения нужных свойств необходимо какимто образом организовать разнородные взаимодействия частейдеталей внутри объекта так, чтобы в результате их появилось новое эмерджентное свойство, совпадающее с нужным конструктору. Понятно, что взаимодействия внутри объекта будут именно разнородными в силу того, что структура его как системы должна быть нерегулярной, так как регулярность ведет к трансформации системы обратно в деталь и к уничтожению системообразующих факторов.

Понимание конструктором способа организации такого рода взаимодействий, которые называются функциональными, исходя из знания совокупности требуемых от объекта качеств, и есть решение задачи проектирования. Таким образом решаются задачи проектирования с использованием эвристических методов «сеть взаимодействий», «трансформация системы», «проектирование новых функций», приведенных в табли-це 1 [1].

Повторим, что эмерджентное свойство появляется у системы как продукт функционального взаимодействия ее элементов и не может быть приписано ни одному из них и ни одному из отдельно взятых взаимодействий между ними. С точки зрения проектировщика эмер

джентное свойство есть цель функциональных взаимодействий. Например, движение автомобиля – это его свойство как технической системы. Это свойство появляется благодаря функциональному взаимодействию его составных частей – элементов: двигателя, трансмиссии и колес.

Двойственность описания эмерджентного свойства проявляется в том, что оно благодаря системному свойству целостности должно быть приписано системе в целом и, кроме того, может быть атрибутом ее функционального отношения как элемента с другими элементами в метасистеме (более подробно см. далее).

Развернутые в виде графа функциональные взаимодействия частейдеталей системы назовем функциональной структурой объекта как технической системы (рисунок 1).



СВОйСТВА ФУНКЦИОНАЛьНыХ ОТНОШЕНИйПростое установление функционального отношения не достаточно для его полного описания. В полном описании отношения должна учитываться двойственность системных свойств, связанных этим отношением элементов. Таким образом, в полном описании отношения сам факт его наличия дополняется описанием отношения «в терминах характеристик» подобно тому, как это делается при описании объектов, когда имя объекта дополняется перечнем его свойств. Применительно к функциональному отношению описание перечня его свойств (интенсионала) есть описание процесса. Например, передача механической энергии от двигателя автомобиля его трансмиссии описывается двумя показателями (рисунок 2).

рисунок 2. Показатели функционального отношения

2. Причинный аспект. Знание функциональной структуры объектасистемы есть знание причин появления его эмерджентных свойств. Так как причинноследственные отношения всегда развернуты во времени, для полного понимания функционирования объектасистемы его функциональную структуру необходимо также развернуть во времени, определив последовательность функциональных взаимодействий. Эта последовательность представляет собой направленную сеть событий – функцио

нальных взаимодействий, сходящихся к результирующему событию – появлению нового эмерджентного свойства (рису-нок 3).

Развернутые во времени функциональные отношения, образующие последовательность, приводящую к появлению эмерджентного свойства, составляют причинный аспект функциональной структуры объектасистемы. В причинном аспекте совокупность функциональных взаимодействий связана с порождаемым ими свойством. Эта связь представляет собой связь между структурой и свойствами системы.

3. Влияние показателей процессов внутри системы на величину системного свойства (аспект «Влияние»).

Причинный аспект структуры функциональных отношений связывает строение и свойства системы. Точнее, он показывает, как организация структуры системы приводит к появлению нового системного свойства (см. выше).

Очевидно, что параметры процессов – функциональных взаимодействий внутри системы – влияют на величины системных характеристик, измеряю

Двигатель

Трансмиссия

Подвеска

Колеса

Передача момента вращенияПередача момента вращения

Передача и распределение момента вращения

Кузов

Амортизация

Топливная система

Подача топлива

рисунок 1. Функциональная схема автомобиля

Сначала затем следует и происходит

рисунок 3. Причины появления системного свойства автомобиля

рисунок 4. Влияние показателей процессов на величину системного свойства

щих компоненты системного свойства. Понятно, что влияние на величину системной характеристики оказывают показатели только тех процессов, которые находятся в причинной цепи, объясняющей появление системного свойства. Степень этого влияния определяется путем установления соответствующей зависимости, в которой параметры процессов причинной цепи являются исходными данными, а системная характеристика – результатом. Те процессы или те показатели процессов, которые, по мнению проектировщика, слабо влияют на величину системных характеристик,


35


№5 (27) октябрь 2011

могут быть исключены из этой зависимости.

Установленная зависимость величины системной характеристики от величин характеристик функциональных взаимодействий между элементами системы образует новый аспект рассмотрения системы характеристик, который можно назвать «влиянием». Связать характеристики в этом аспекте можно только зная причинную связь свойств и структуры системы. Установленная исследователем количественная зависимость между системными показателями и показателями процессов внутри системы может иметь различную степень общности (физический закон, эмпирическая зависимость, регрессионная зависимость). Эта зависимость действительна и однозначна только в одном направлении – показатели системы зависят от параметров функциональных взаимодействий между ее элементами (рисунок 4).

4. Морфологический аспект. Функциональное взаимодействие элементовдеталей системы должно какимто образом обеспечиваться. Организация этого обеспечения составляет суть конструирования объекта. При этом функциональная структура объекта конкретизируется и заменяется множеством конструктивных деталей.

В процессе конструирования объекта проектировщик с одной стороны конкретизирует его структуру, с другой стороны – пытается рассмотреть функ

циональную схему в ином, технологическом аспекте. В этом аспекте важно уже не столько функциональное взаимодействие элементовдеталей системы, сколько организация его таким образом, чтобы объектсистема мог быть изготовлен в рамках существующей технологии.

В результате конструирования строится так называемая морфологическая структура (или морфология) объектасистемы (рисунок 5). Субстратом морфологической структуры являются уже не абстрактные функциональные элементы, а конкретные детали, узлы, блоки и агрегаты. Детали, узлы и блоки связаны в структуре морфологическими отношениями, показывающими их взаимное расположение, соединение или взаимодействие.

СВОйСТВА МОРФОЛОГИЧЕСКИХ ОТНОШЕНИйИнтенсионал морфологического отношения может включать пространственные показатели взаимного расположения частей и механические показатели их соединения (рисунок 6).

5. Аспект декомпозиции. При конструировании объект делится на части, как правило, соответствующие функциональным блокам. Части и целое связаны друг с другом отношениями состава (декомпозиции или деления, и агрегации или объединения). Это структураиерархия, в которой каждая вершина есть объединение низлежащих уровней. В этом смысле каждый более высокий

уровень декомпозиции объектасистемы есть абстракция низлежащего.

Естественным ограничением уровня декомпозиции технической системы снизу является деталь – то есть технический объект, изготовленный путем формообразования из какоголибо материала и при дальнейшем делении теряющий свое техническое назначение. Деталь можно считать атомом технической системы, поскольку сама деталь рекурсивно уже не может рассматриваться как техническая система ввиду отсутствия у нее эмерджентных свойств в техническом понимании. Все свойства детали обеспечиваются ее размерами, формой и родом материала. Заметим, что только та морфологическая структура, которая описывает взаимодействие деталей, а не абстрактов, полученных путем их агрегации, может считаться понастоящему реальной и реализуемой.

Однако не всегда декомпозиция системы до деталей необходима. Более того, у различных элементов системы возможны различные уровни декомпозиции. И в таких случаях возможно описание морфологической структуры путем установления соответствующих отношений между абстрактными агрегатами деталей.

При этом следует иметь в виду, что такие отношения также являются абстракцией реальных морфологических отношений, остающихся за рамками описания объекта на данном уровне обобщения. Можно также допустить описание морфологических отношений одновременно на разных уровнях декомпозиции системы. В этом случае эти описания образуют иерархию абстрактовагрегатов. Пример декомпозиции на рисунке 7.

6. Аспект классификации (родо-видовой). В процессе проектирования всегда возникает задача подбора аналогов и прототипов по отношению к создаваемому объекту.

Некоторые исследователи не без основания считают проектирование методом модификации и модернизации прототипа наиболее эффективным по стоимости рисунок 5. Морфологическая структура автомобиля

рисунок 6. Показатели морфологического отношения



и быстроте и наименее рискованным [2]. Почему же?

Дело в том, что потребности человека удовлетворяются непосредственно или опосредовано определенным наборов качеств (свойств) создаваемых объектов. Если рассуждать на уровне классов свойств, то эти потребности достаточно невелики по объему и консервативны по

номенклатуре. В этом смысле человек редко создает чтонибудь принципиально новое по назначению. Стало быть, при проектировании любых новых объектов, почти всегда можно провести аналогии с существующими, хотя бы по системным свойствам, и, на основании такого сравнения, использовать (унаследовать) существующий опыт.

Для подбора системных аналогов и прототипов необходима классификация технических систем, то есть сведение значительного разнообразия различных по назначению и конструкции технических систем к ограниченному числу абстрактных объектов – классов путем объединения в них объектов по общей совокупности свойств. Сама классификационная

рисунок 8. Пример многоаспектной классификации коробок передач автомобилей

рисунок 7. Декомпозиция автомобиля


37


№5 (27) октябрь 2011

иерархия технических систем построена при помощи родовидовых отношений, устанавливаемых между объектами – классами и объектами – экземплярами.

Общность и ограниченная номенклатура свойств объектов дает основание описывать свойства отдельно от объектов и причислять их затем к объектам путем установления атрибутивных отношений. Такая совокупность свойств, определяющая условие включения объекта в класс, называется интенсионалом класса [3]. Интенсионалы объекта – класса и объекта экземпляра соотносятся между собой определенным образом. А именно: при экземпляризации класса объектов в его интенсионале некоторые классы свойств заменяются на экземпляры свойств, соответствующие перечню родовидовых отличительных признаков экземпляра класса. Такие классы свойств будем называть аспектами (направлениями) экземпляризации (или обратного процесса – классификации).

В аспекте могут быть один или несколько классов свойств, причем в последнем случае выделенное в аспект множество классов свойств является общим для всех экземпляров данного класса объектов. Если принять, что множество классов свойств, объединенных в аспекте классификации, всегда можно представить как один агрегат классов свойств, то аспекты экземпляризации (классификации) становятся одномерными. То есть при экземпляризации класса объектов по определенному аспекту каждый раз

экземпляризируется только одно свойство из его интенсионала.

Итак, обратите внимание на следующее: в процессе рассуждений о способе построения родовидовой иерархии объектов – технических систем, мы пришли к пониманию того, что свойства технической системы могут также агрегироваться и объединяться в классы. Приведем пример классификации (рисунок 8). Сопутствующая классификации объектов классификация свойств приведена на рисунках 9 и 10, а пример агрегации свойств – на рисунке 11.

Итак, для подготовки информации на дивергентном этапе проектирования мы выделили следующие аспекты описания технических систем:

1. Функциональный.2. Причинный.3. Влияние.4. Морфологический.5. Декомпозиционный.6. Родовидовой.

Так как мы установили, что система знаний, содержащая все сведения об объектах проектирования, является формальной знаковой системой [1], для формирования описания технических систем введем так называемые «псевдосущности», между которыми будем устанавливать отношения, соответствующие указанным выше аспектам описания систем:1. Функциональное отношение.2. Морфологическое отношение.3. Свойство (характеристика).

рисунок 9. Классификация объектов и связанная с ней классификация свойств

рисунок 10. Классификация свойств как псевдосущностей (следует из классификации объектов)



И, помимо «псевдосущностей», в нашем описании присутствуют такие объекты моделирования знаний как Классы (или типовые объекты), и так называемые Реальные объекты, единственные, кстати, имеющие десигнаты в предметной области. Назовем совокупность сущностей и «псевдосущностей» концеп-тульными объектами.

Теперь все приведенные выше описания структур знаний о технических системах можно свести в общую матрицу с установленными в полученной нами модели релевантными видами отношений (таблица 1).

Как следует из таблицы, все приведенные выше описания структур технических систем, рассмотренные в различных аспектах, образуют в общей сложности 13 видов структур в формальной знаковой системе. Эти виды структур основаны на 5 видах концептуальных объектов и 6 категориях отношений.

Структуры, основанные на отношениях понятий (элементов нашей знаковой системы) принято называть семантическими сетями [3]. Исходя из этого, назовем, представленные в таблице релевантные сочетания концептуального объекта

и категории отношений, измерением се-мантической сети, а саму сеть – много-мерной семантической сетью (рисунок 12). Многомерная семантическая сеть является новым видом семантических сетей Куиллиана.

Таким образом, синтезированная формальная знаковая система с точки зрения моделирования знаний представляет собой многомерную семантическую сеть из 13ти измерений. Как видно из таблицы, каждый концептуальный объект может быть связан с другими объектами одновременно в нескольких измерениях. Правильно построенная многомерная семантическая сеть не имеет изолированных концептуальных объектов, поскольку само их создание основано на установлении определенной категории отношений. Следовательно, любой объект можно найти путем следования вдоль отношений в одном или в разных измерениях семантической сети. Такой способ поиска знаний называется на-вигацией. Навигация в многомерной семантической сети позволяет найти любое понятие без использования какихлибо критериев поиска. Это свойство многомерной семантической сети очень

важно для реализации дивергентного этапа проектирования.

Эпистемологические уровни описания систем

Знания о различных аспектах описания технических систем, изложенные выше, могут быть расположены на пяти эпистемологических (познавательных) уровнях. В основу разбиения положен принцип повышения качества знаний. На каждом эпистемологическом уровне системы описываются в нескольких аспектах.

На первом, самом низком, уровне располагаются знания о разрозненных системах, об их декомпозиции и морфологии.

На втором уровне находятся знания о множествах систем – их классификация, а также связанное с ней отдельное описание и классификация их свойств. Это систематизация представления обо всей предметной области.

На третьем уровне вновь описывается внутренняя структура систем, но на новом уровне понимания, отвечающем на вопрос: для чего системы организованы именно таким образом и как продуцируются системные свойства. На этом уровне помещены знания о функциональных структурах, дающие представление о том, как при помощи морфологических отношений организованы процессы внутри технической системы, и причинных цепях, объясняющих как последовательность связанных процессов в системах приводит к появлению эмерджентных свойств.

Четвертый уровень включает в себя знания о мере системного качества в виде описания качественной и количественной зависимости свойств системы от ее структуры.

таблица 1

Матрица видов структур модели знаний о технических системах

Концептуальные объекты/

Отношения

Декомпозиционный Морфологический Функциональный Родовидовой Причинный Влияние

Реальные объекты

Классы

Функциональные отношения

Морфологические отношения

Свойства (характеристики)

рисунок 11. Пример агрегации свойств


39


№5 (27) октябрь 2011

Последний, пятый уровень, подобно второму, содержит описания множества систем, но общность между ними устанавливается уже на уровне структур. Описания пятого уровня имеют самый высокий уровень абстракции и не являются явными. Эти описания есть результат проводимых системных и структурных аналогий (общность свойств систем и свойств процессов внутри них), гомологий (общность строения и функционирования) и сравнений на предмет изоморфизма (полного и однозначного подобия).

Распределение аспектов описания систем по эпистемологическим уровням показано на рисунке 13.

Знания об эпистемологических уровнях описания систем позволяют построить гибкую многоуровневую технологию обработки знаний, реализующую принцип их постоянной неполноты, но позволяющую организовать их полную обработку на каждом уровне.

Примеры последовательности повышения качества знаний (прохождения эпистемологических уровней) приведены на рисунке 14.

Естественно, что на основании принципа постоянной неполноты знаний,

любая последовательность может быть усечена справа. Кроме этого, очевидно, что для реализации описаний 4 и 5 уровней обязательно выполнение описания 3 уровня.

Прохождение эпистемологических уровней описания систем как метод подготовки информации на дивергентном этапе проектирования

Для сравнения и выбора проектного решения на этапе трансформации мы предполагаем, что дивергентный этап проектирования происходит в развитой базе знаний, содержащей высококачественные знания о множестве объектов. Эта высококачественная система знаний, как было сказано выше, должна представлять собой знаковую систему, построенную в виде многомерной семантической сети. В силу высокой связности этой сети, в ней не существует изоли

рисунок 12. Многомерная семантическая сеть

рисунок 13. Эпистемологические уровни описания систем



рованных областей знаний, и из любого участка сети можно попасть в любой другой путем навигации.

По мере повышения качества знаний их объем относительно исходного описания объекта на 1 эпистемологическом уровне уменьшается, однако, общий объем доступных для сравнения связанных знаний увеличивается, так как увеличивается степень абстракции знаний. Этот факт проиллюстрирован на рисунке 15.

Итак, следуя парадигме метода, путем последовательного описания знаний о различных аспектах структур технических систем, повышая качество знаний по мере прохождения эпистемологических уровней знаний, мы прошли дивергентный этап проектирования. Информация для этапа трансформации подготовлена. Получено большое количество высококачественных, пригодных для сравнения, знаний.

Теперь, если бы имелась возможность обоснованно выбрать аналог из доступных для сравнения знаний, то затем, путем обратного прохождения эпистемологических уровней его описания, применяя при этом инструментальные средства проектирования, можно было бы получить сколь угодно детальное описание выбранного объекта. То есть, задача проектирования была бы решена (рисунок 16).

Каким же образом выбирать аналоги на этапе трансформации? Для этого можно использовать методологию поиска и сравнения в семантических пространствах Осгуда [4].

Семантические пространства Осгуда

Классическое семантическое пространство Осгуда состоит из набора базовых шкал, в которые отображаются оценоч

рисунок 14. Нетривиальные способы прохождения эпистемологических уровней описания знаний о технических системах

рисунок 15. Увеличение объема доступных знаний в результате дивергенции


41


№5 (27) октябрь 2011

ные показатели испытуемой личности. Набор шкал определяется как пространство, поскольку о мере сходства личностей можно судить по расстоянию между их отображаемыми показателями.

В нашем случае, на этапе трансформации, подход Осгуда позволит сравнить, казалось бы, несравнимые технические системы и провести тем самым сколь угодно дальнюю аналогию.

Применение семантических пространств Осгуда для проведения аналогий в системе знаний основано на возможности выполнять описания одной и той же технической системы на нескольких уровнях абстракции, а также на возможности выполнять классификацию свойств.

Представим себе развитую классификацию свойств (рисунок 17).

Теперь отобразим измеренные свойства низшего уровня определенной технической системы в некоторые выбранные шкалы, соответствующие требованиям к выбору такой системы из множества других систем. Естественно, набор шкал должен соответствовать конкретной ситуации выбора (рисунок 18). Для двух разных систем полученная область отображения будет разной, потому что эти системы действительно разные.

Меру различия между ними показывает некоторое семантическое расстояние в условных единицах.

Далее выполним аналогичное отображение для классов свойств этих систем. Только набор шкал для отображения в этом случае должен соответствовать уровню абстракции свойств. Поскольку классификация представляет собой иерархию, сходящуюся в одну вершину, количество отображаемых свойств и шкал для их отображения (то есть размерность семантического пространства Осгуда) будет уменьшаться по мере увеличения степени абстракции.

Обратите внимание на то, что семантическое расстояние между областями отображения с увеличение уровня абстракции уменьшается, то есть системы на высоких уровнях абстракции становятся более похожими. Когда при очередном уменьшении размерности пространства Осгуда семантическое расстояние между областями отображения свойств достигнет определенного минимума, задача выбора аналога будет решена. То есть, будут выбраны классы технических систем – аналоги (рисунок 19).

рисунок 16. трансформация и конвергенция при проектировании с использованием системы знаний

рисунок 17. Классификация свойств автотранспортных средств



рисунок 18. Отображение классов свойств автомобилей ВАЗ и БелАЗ на показа-тели выбора в 6-мерном семантическом про-странстве Осгуда. Объекты нельзя считать аналогами

рисунок 19. Отображение более высокого классов свойств автомобилей ВАЗ и БелАЗ на показатели выбора в 3-мерном семантическом пространстве Осгуда. После уменьшения размерности семантического пространства объекты можно считать аналогами


43


№5 (27) октябрь 2011

1. Петров П. Будущее CAD – систем. Часть I. Методы проектиро-вания. Преодоление основной проблемы развития CAD-систем с использованием методов истемологии и обработки знаний. М.: – трубопроводный транспорт: теория и практика, 2011 №4 (26)2. Шейнин В., Мака-ров В. Роль модифика-ции в развитии авиа-ционной техники. – М.: Наука, 1982. – 224 с.

3. Цикридзис Д., Лоховский Ф. Модели данных. – М.: Финансы и статистика, 1985. – 344 с.4. Charles E. Osgood, George Suci, & Percy Tannenbaum, The Measurement of Meaning. University of Illinois Press, 1957.

Далее путем экземпляризации выбранного класса – аналога на этапе конвергенции – можно получить прототип или же готовое проектное решение.

Весь описанный выше процесс является набором эвристик, которые выполняет проектировщик при поддержке системы знаний, реализованной, естественно, в виде программной системы. Результат аналогии зависит не только от качества подготовки знаний и семантических пространств, но и от интеллекта проектировщика и его опыта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье сформулирована одна

из основных проблем развития

CAD – систем: отсутствие под-

держки поиска технических ре-

шений задачи проектирования.

Изложена классификация ис-

пользуемых на практике мето-

дов проектирования, описаны

этапы обобщенного процесса

проектирования: дивергенция,

трансформация, конвергенция,

и показано, что большинство

эффективных методов проекти-

рования, применяемых в основ-

ном на этапах трансформации,

имеют характер эвристик.

Затем сформулирован способ

преодоления указанной про-

блемы развития CAD-систем:

создание методов и средств

поддержки этапов диверген-

ции и трансформации. Описан

методический подход, приме-

нимый для создания комплекс-

ной, охватывающей все этапы,

технологии проектирования:

использование системной па-

радигмы и методов обработки

знаний в формальных знаковых

системах.

Далее показано, как путем по-

следовательного описания раз-

личных, обоснованно выбран-

ных, аспектов структур техни-

ческих систем, а в результате –

повышения качества знаний

об объекте проектирования,

добиться подготовки проектной

ситуации к этапу трансформа-

ции (то есть к поиску нового

проектного решения).

В заключение описано, как с

использованием семантических

пространств Осгуда переменной

размерности выполнить этап

трансформации – провести эв-

ристический выбор нетривиаль-

ного аналога проектируемого

объекта, а затем синтезировать

его техническое решение.

ВОЗМОЖНОСть РЕАЛИЗАЦИИ И ПРАКтИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСть

Каким видится будущее CAD-систем? Само собой разумеется, проблема

развития CAD-систем, сформулированная в данной статье, будет преодо-

лена. В статье излагается только один из способов преодоления этой про-

блемы. Будущие CAD-системы, несомненно, должны представлять собой

комплексные технологии поддержки всех этапов проектирования, осно-

ванные на принципах искусственного интеллекта и коллективной обработ-

ки знаний. Обращение проектировщика к такой технологии с конкретными

требованиями к будущему объекту проектирования приведет к тому, что

путем последовательного выбора в ходе диалога с программными сред-

ствами, он получит готовый прототип, основанный на заложенных в систе-

му знаниях и практических результатах.

Что же касается реализации подхода, предложенного в этой статье, то

практический результат видится следующим:

1. Система знаний формируется при помощи специальных программных

средств, обеспечивающих коллективный множественный доступ к данным.

Само хранилище знаний должно быть расположено в глобальной вычис-

лительной сети и организовано по принципу Википедии («Википедия тех-

нических знаний»). Пользователи – проектировщики создают и дополня-

ют описания технических систем, строят классификации, причинные цепи,

определяют функциональные зависимости. Технические эксперты – моде-

раторы следят за корректностью и связанностью многомерной семантиче-

ской сети. Проектировщики строят и верифицируют пространства Осгуда

переменной размерности, а также фиксируют наиболее релевантные ре-

зультаты рассуждений. Происходит накопление коллективных знаний, и с

течением времени, в результате своеобразного «самообучения» система

знаний позволяет получать все более нетривиальные результаты.

2. Создание многомерных семантических сетей и пространств Осгуда про-

изводится при помощи реального трехмерного интерфейса, обеспечиваю-

щего наиболее эффективный обзор и навигацию.

3. Программные средства, обеспечивающие диалог и поддержку целост-

ности знаний, размещаются в «вычислительных облаках».

4. Программная система является «мультикадовой» и, при помощи набо-

ра коннекторов, способная поставлять полученные прототипы в наиболее

известные инструментальные средства проектирования.

Новые научные и технические достижения во внутритрубной диагностике трубопроводов

Рассмотрению данной темы было посвящено, прошедшее в октябре 2011 года, заседание Проблемного научно-технического совета Российского союза нефтегазостроителей.



Внутритрубная диагностика (ВТД) магистральных трубопроводов стала основным средством в определении технического состояния линейной части магистральных трубопроводов. Создано важное направление науки и техники, без которого немыслимо решать проблемы обеспечения эффективности, надежности и безопасности магистральных нефтепроводов (МН), газопроводов (МГ), нефтепродуктопроводов (МНПП).

В системе компаний ОАО «АК «Транс-нефть» 18 лет применяется методика технического диагностирования линейной части магистральных нефтепроводов с использованием внутритрубных приборов (ВИП). Использование ВИП высокого разрешения позволяет обнаружить дефект, измерить его параметры и классифицировать по типам. Это является необходимым условием для проведения расчетов на прочность и долговечность трубопровода и предельно допустимого давления эксплуатации. На основе технических отчетов по ВТД формируется программа реконструкции, выборочного и капитального ремонта.

Работы по внутритрубной диагностике нефтепроводов и нефтепродуктопроводов осуществляет ОАО ЦТД «Диаскан». В 2010 году продиагностировано 45 тыс. км нефтепроводов и 3,3 тыс. км нефтепродуктопроводов. В 2011 году объемы ВТД сохранились на прежнем уровне.

Применение внутритрубной диагностики на МН и МНПП во многом предопределило снижение аварийности на линейной части. ОАО ЦТД «Диаскан» разрабатывает и выпускает все необходимые внутритрубные приборы для диагностики МН и МНПП до диаметра 1220 мм включительно.

ЗАО НПО «Спецнефтегаз» – главный подрядчик по ВТД ОАО «Газпром» разрабатывает и изготовляет комплексы оборудования для внутритрубной диагностики газопроводов диаметром от 270 до 1420 мм включительно. Компания проводит очистку и калибровку трубопроводов, профилеметрию с навигацией, обследование различными байпасирующими снарядами, распознавание дефектов с составлением отчета, а также оказывает помощь в поиске дефектов и выполнение ремонтных работ.

Для более полной характеристики работ по внутритрубной диагностике на нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и газопроводах представляем вашему вниманию выдержки из выступлений основных докладчиков.

ДОКлАД «МЕТОДОлОГИя ТЕхНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИя ОБъЕКТОВ МАГИСТРАльНых НЕфТЕПРОВОДОВ И НЕфТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»

Е.С. Васин, доктор технических наук, заместитель генерального директора – директор Аналитического центра ОАО ЦТД «Диаскан»:

«Основой технической политики ОАО «АК «Транснефть» по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, является комплексная внутритрубная диагностика линейной части и ремонт дефектов по ее результатам. Внутритрубную диагностику проводит

ОАО ЦТД «Диаскан», дочернее предприятие ОАО «АК «Транснефть», с помощью пяти типов внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) собственного производства, основанных на различных физических принципах неразрушающего контроля и предназначенных для обнаружения и измерения дефектов разных типов.

В период с 2001 года по 2009 год ОАО ЦТД «Диаскан» разработано и введено в эксплуатацию 35 единиц новых внутритрубных приборов собственного изготовления, из которых большая часть – это односекционные ВИП. К ним относятся: • профилемеры многоканальные – для выявления вмятин, гофр, овальностей;• ультразвуковые дефектоскопы WM – для выявления коррозионных дефектов, рисок, расслоений, дефектов геометрии, смещений сварных швов;• магнитные дефектоскопы MFL – для выявления дефектов кольцевых сварных швов и питтинговой коррозии;• ультразвуковые дефектоскопы CD – для выявления трещиноподобных дефектов в металле трубы и сварных швах. Применяются в 3х исполнениях в зависимости от конструкции носителя датчиков.

С целью осуществления комплексной диагностики трубопровода и выявления за один пропуск прибора всех типов дефектов линейной части в ОАО «АК «Транснефть» впервые в мировой практике специалистами «Диаскана» разработаны уникальные комбинированные магнитноультразвуковые дефектоскопы. Эти сложнейшие программноаппаратные комплексы объединяют в одном приборе измерительные системы разных типов, включающие ультразвуко


45


№5 (27) октябрь 2011

вые датчики двух типов, магнитные датчики, вихретоковые датчики.

Применение таких приборов позволило увеличить объемы диагностических работ на трубопроводах при снижении суммарных затрат на диагностику и ремонт.

Принципиально важно, что качество информации, получаемой комбинированным прибором выше, чем от трех односекционных, за счет того, что в «комбайне» один и тот же дефект измеряется разными методами НК. Эти методы дополняют друг друга, поэтому параметры дефектов более достоверные.

В целях дальнейшего совершенствования процесса диагностирования нефтепроводов ОАО ЦТД «Диаскан» реализованы:

– модернизация внутритрубных приборов, позволившая увеличить протяженность диагностируемого участка трубопровода за один пропуск со 140 км до 280 км;

– созданы многоканальные профилемеры с навигационной системой, новые поколения магнитных дефектоскопов MFL. Впервые в мире созданы ультразвуковые дефектоскопы WM с повышенной разрешающей способностью с целью лучшего выявления дефектов «риска» – одних из наиболее опасных для целостности трубопровода дефектов.

«Программой разработки перспективного диагностического оборудования ОАО ЦТД «Диаскан» на 2010 – 2017 гг.» предусмотрено дальнейшее совершенствование существующих ВИП, а также

создание новых типов внутритрубных приборов.

На смену базовым ультразвуковым дефектоскопам серии УСК.02 приходят дефектоскопы следующего поколения – УСК.ОЗ. Это приборы более высокой разрешающей способности, т.к. датчиков в них на 50% больше и, следовательно, шаг сканирования трубы в 1,5 раза чаще. Это позволяет лучше выявлять риски, в том числе, наклонные, малой глубины и расположенные во вмятинах.

В приборах серии 03 порог обнаружения дефектов «риска» по глубине снижен с 1,5 мм до 1 мм, а на сварных трубах с хорошим качеством поверхности до 0,4 мм, что соответствует параметрам лучших ультразвуковых дефектоскопов зарубежных производителей, таких как General Electric (США) и NDT (Германия).

В настоящее время реализуется комплекс новых инновационных проектов в области внутритрубной диагностики:1. Разрабатывается типоразмерный ряд комбинированных магнитных дефектоскопов, которые, в отличие от существующих приборов МСК, будут выявлять не только поперечноориентированные дефекты, но и продольноориентированные. 2. Продолжается разработка и модернизация многоканальных профилемеров серии ПРН.

Приборы серии ПРН (профилемеры) – это приборы электронномеханического типа. 24 рычага измерительной системы обеспечивают выявление вмятин, гофр, овальностей трубы. Также приборы осна

щены инерциальной навигационной системой, что позволяет определять пространственное положение трубопровода.

Целью разработок является увеличение парка многоканальных профилемеров для обеспечения работ на вновь строящихся трубопроводах (ВСТО2, БТС2, Пурпе – Самотлор) и улучшение технических характеристик профилемеров. Минимальная глубина обнаруживаемых вмятин составит 5 мм при точности ±2 мм, что лучше, чем у аналога фирмы Rosen. Скорость пропуска увеличивается с 3,2 м/с до 6 м/с.

Разрабатываются приборы для определения пространственного положения трубопроводов и измерения их перемещений в процессе эксплуатации, что особенно важно для определения технического состояния трубопроводов, проходящих по местностям со сложными геологическими условиями.

Целью работ является создание серии инновационных приборов на диаметры трубопроводов от 426 мм до 1220 мм для определения перемещений трубопроводов на участках с многолетнемерзлыми грунтами, оползневых участках, участках с карстами и курумами. Это необходимо для контроля напряженнодеформированного состояния трубопроводов в процессе эксплуатации и особенно важно для таких сис тем, как ВСТО и Заполярье – Пурпе.

В отличие от многоканальных профилемеров серии ПРН, где установлена навигационная система с использованием оптоволоконных гироскопов образца 2003 года, в этих приборах применяется самая современная бесплатформенная инерциальная навигационная система, основанная на лазерных гироскопах. Такая система позволит определять пространственное положение трубопровода с привязкой к спутниковой системе ГЛОНАСС с точностью 1 м и наличие перемещения трубопровода, начиная с величины 20 см. Технические характеристики прибора не будут уступать характеристикам лучших зарубежных аналогов, таких фирм как General Electric (США) и Rosen (Германия).

Разрабатывается измерительная система и в дальнейшем ультразвуковые внутритрубные приборы для выявления произвольноориентированных трещиноподобных дефектов малой глубины и дефектов типа «риска». Эти ВИП должны будут выявлять дефекты в сварных швах и по телу трубы, в том числе, трещины и риски, ориентированные произвольным образом относительно оси трубы. Порог обнаружения таких дефектов по глубине будет составлять 0,5 – 1 мм.

Фактически это будет универсальный внутритрубный диагностический при

рисунок 1.Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп ДКК (выявление всех типов дефектов трубопровода (совмещены функции ультразвуковых WM+CD и магнитного дефектоскопа MFL), уве-личение объемов диагностических работ при снижении суммарных затрат на диагностику и ремонт, не имеет аналогов в мире)



бор, который обеспечит выявление всех основных типов дефектов трубопроводов.

Разработка внутритрубных приборов неразрывно связана с созданием программного обеспечения по интерпретации диагностической информации.

В настоящее время данные всех разработанных ОАО ЦТД «Диаскан» дефектоскопов обрабатываются программами интерпретации, созданными в отделе программного обеспечения.

При разработке программ обработки диагностического комплекса «Комбинированный дефектоскоп» для обеспечения необходимой производительности интерпретации данных ДКК были использованы последние достижения в области математических методов анализа и обработки данных, распознавания образов и нейросетевых технологий, моделирования рассеивания магнитных полей и распространения ультразвуковых волн.

ВИП, применяемые и создаваемые ОАО ЦТД «Диаскан», – это приборы высокого разрешения, они способны не только обнаружить дефект, но измерить его параметры и классифицировать по типам. Это, в свою очередь, является необходимым условием для проведения расчетов на прочность и долговечность и определения для каждого дефекта предельного срока эксплуатации трубопровода и предельного допустимого давления перекачки. В соответствии с расчетной датой устранения дефектов, их расположения, определяется оптимальный метод ремонта дефектной секции нефтепровода, восстанавливающий срок эксплуатации отремонтированного участка не менее, чем на 30 лет. За каждым обнаруженным дефектом ведется мониторинг на основе

периодических внутритрубных инспекций с интервалом 3 – 6 лет с тем, чтобы не допустить развитие дефектов до критических размеров и своевременно их отремонтировать. Информация обо всех обнаруженных дефектах и их ремонтах хранится и постоянно пополняется в базе данных «Дефект».

Помимо внутритрубных профилемеров и дефектоскопов ОАО ЦТД «Диаскан» разрабатывает и изготавливает широкий спектр различного очистного оборудования всех типоразмеров: скребкикалибры, очистные скребки двухсекционные типа СКР2, очистные магнитные скребки типа СКРЗ, очистные скребки типа СКР4 – со стабильным уровнем качества очистки, поршниразделители типа ПРВ1, поршниразделители ПРВ1 в варианте исполнения с чистящими дисками, устройства контроля очистки трубопровода, предназначенные для оценки готовности участка трубопровода к пропуску внутритрубного ультразвукового дефектоскопа после проведения мероприятий по очистке трубопровода.

Распределение дефектов по типам, вы-явленных на МН по результатам 18 лет проведения ВТД:

потери металла – 62%;• риски – 12,2%;• вмятины и гофры – 11,2%;• расслоения (в том числе, с выхо-•

дом на поверхность и примыкающие к швам) – 8,1%;

дефекты сварных швов (несплавления, • аномалии, смещения) – 6,2%;

комбинированные дефекты (вмяти-• ны с рисками, смещения с непроваром и др.) – 0,2%.

Наибольшую опасность для целостности нефтепроводов представляют механические повреждения – риски и комбинированные дефекты – вмятины с рисками, которые появляются при некачественном проведении строительномонтажных и ремонтных работах.

Мониторинг технического состояния системы МН осуществляется специалистами ОАО ЦТД «Диаскан» с помощью информационноаналитического комплек са, состоящего из хранилища и прикладных сервисных программ.

Для оценки и прогнозирования несущей способности трубопровода большое значение имеет степень точности измеряемых параметров дефектов. В целях определения фактических возможностей дефектоскопов по обнаружению и измерению дефектов, в ОАО «ЦТД «Диаскан» в 2000 году создан испытательный полигон. Он представляет собой три кольцевых трубопровода из труб диаметров 530, 720 и 1220 мм протяженностью ~ 500 м, а также полукольцо диаметром 1067 мм и три 60-метровых трубопровода диаметрами 157 мм, 219 мм и 325 мм.

На трубопроводах полигона нанесено более 5 тысяч сертифицированных реальных и искусственных дефектов различных типов с заданными параметрами.

На полигоне проводятся работы по метрологической сертификации и калибровке внутритрубных приборов, по определению фактической разрешающей способности всех эксплуатируемых и новых дефектоскопов – по критериям обнаружения, классификации и измерения эталонных дефектов.

В лаборатории испытаний ОАО ЦТД «Диаскан» проводятся испытания натурных труб на прочность и долговечность

рисунок 2.Полигон ОАО «ЦтД «Диаскан» для испытаний внутритрубных инспекционных приборов


47


№5 (27) октябрь 2011

с дефектами разных типов, в том числе, отремонтированными различными ремонтными конструкциями. Испытания проводятся на гидравлическом стенде при совместном нагружении внутренним давлением и изгибом на базе 10 тысяч циклов, что соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода.

Расчеты на прочность и долговечность каждого дефекта, обнаруженного при ВТД и хранящегося в БД «Дефект», выполняются на основе нормативного документа OCT 23.040.00-КТН-574-06 «Стандарт отрасли «Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами», разработанного специалистами «Диаскана» совместно с институтами Российской Академии наук – ИМАШ РАН и ИМЕТ РАН.

Другим важнейшим нормативным документом, действующим в системе ОАО «АК «Транснефть» и реализуемым при выпуске отчетов по ВТД, является РД– 23.040.00КТН09007 «Методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов».

Общая схема взаимодействия всех пяти действующих в «Диаскане» баз данных:– БД «Дефект»;– БД оценки технического состояния ЛЧ МН;– БД технологических и вспомогательных трубопроводов НПС;– БД резервуаров вертикальных стальных;– БД механотехнологического и энергетического оборудования НПС, автоматики и телемеханики и движения информационных потоков между этими Базами

данных, ОАО ЦТД «Диаскан», ДАО МН и ОАО «АК «Транснефть».

ДОКлАД «РОль ВТД В ОБЕСПЕЧЕНИИ НАДЕЖНОй И БЕЗОПАСНОй РАБОТы лИНЕйНОй ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

В.Н. Дедешко, заместитель генераль-ного директора по внутритрубной ди-агностике ЗАО НПО «Спецнефтегаз»:

«Внутритрубное оборудование ЗАО НПО «Спецнефтегаз» оснащено встроенными байпасными регуляторами, которые позволяют поддерживать скорость движения снаряда в среднем 2,5 м/сек. при скорости газа до 12 м/сек.

рисунок 3.Внутритрубная диагностика вновь строящихся магистральных нефтепроводов и мониторинг за их техническим состоянием

Строящиеся участки магистральных нефтепроводов

Эксплуатирующиеся

участки

магистральных

нефтепроводов

Строительство нового участка нефтепровода

Внутритрубная профилеметрия, дефектоскопия WM, MFL.Выпуск экспресс-отчетов.

Классификация дефектов по типам и очередности ремонта

Устранение дефектов по результатам ВтД

Ввод участка МН в эксплуатацию

Гидроиспытания участка МН

Внутритрубная диагностика участков эксплуатирующихся нефтепроводов – профилеметрия, WM, MFL, CDL, ДКК

технический отчет по результатам внутритрубной диагностики.Расчеты на прочность-долговечность. Определение методов ремонта

Повторная внутритрубная диагностика WM, MFL, CDL, ДКК

ОтС участков МН, определение сроков последующих внутритрубных

обследований

База данных «ДЕФЕКт»Проведение выборочных

и капитальных ремонтов нефтепровода



Типовой состав комплексов КВД большого диаметра:• скребоккалибр, СОК1200;• скребок очистной, СО1200;• поршень магнитный очистной, ПМ02Б1200;• снаряд профилемер, ПРТБ1200;

• снаряд продольного намагничивания ДМТ2Б1200 (MFL и MFL+);• снаряд поперечного намагничивания ДМТП2Б1200 (TFI) на определение стресскоррозионных трещин впервые в мире был создан в компании «Спецнефтегаз».

После пропуска каждого снаряда дефектоскопа, информация, записанная снарядом, анализируется, обрабатывается и предоставляется в виде отчета Заказчику (электронный и бумажный вариант).

Окончательный отчет по результатам внутритрубной диагностики содержит информацию обо всех найденных дефектах и элементах обустройства, оценку опасности каждого дефекта, оценку технического состояния участка ЛЧ МГ в целом. Особенностью работы ЗАО НПО Спецнефтегаз» является возможность находить, идентифицировать и определять размеры зон продольных трещин, образовавшихся по механизму КРН.

В 1999 году был создан первый снаряддефектоскоп ДМТП. ДМТП1400 №1 показал лучшие характеристики по сравнению с самым передовым ультразвуковым снарядомдефектоскопом. За короткое время были созданы еще несколько снарядовдефектоскопов ДМТП, и в план диагностики стали включать пропуск СКС – стресскоррозионный снаряд.

Благодаря плановым диагностическим пропускам, было обнаружено и вырезано более 10000 трещин и зон трещин.

К самым опасным дефектам относятся зоны продольных трещин. Этот тип дефектов, в основном, формирует статистику аварийности магистральных газопроводов.

На снижение аварийности повлиял быстрый рост объемов диагностики с применением снарядов поперечного намагничивания. Начиная с 2002 года, практически сто процентов объемов диагностики газопроводов диаметром 1400 мм проводилось с обязательным применением снарядов ДМТП1400 (TFI).

Ниже представлен график обнаруженных зон трещин разной глубины (в % от толщины стенки трубы) по годам за последние шесть лет, с 2005 года по 2010 год. Из графика видно, что трещин глубиной 30 – 50% сравнительно немного, а глубиной более 50% почти нет. Этот факт свидетельствует о том, что после планового обследования все трещины глубиной более 15 – 20% вырезаются. Однако, зарождающиеся трещины, через 45 лет (к моменту очередного обследования) подрастают, и этим определяется достаточно большая величина на графике трещин глубиной 15 – 30%.

Таким образом, созданная технология обнаружения опасных дефектов в магистральных газопроводах обеспечивает сохранение целостности газотранспортной системы ОАО «Газпром».

рисунок 5.Распределение дефектов по типам

рисунок 4.Объемы диагностики ЗАО НПО «Спецнефтегаз» по ОАО «Газпром»

18000

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

292825

3590

6223

87599266 9349

10792

1458015092

1330113751

13000

15500

16900

14100

Обследовано магистральных трубопроводов, км

Коррозия 56%

Каверна 5%Поперечная канавка 17%

Аномалия кольцевого шва 6%

Продольная канавка 9%

Технологический дефект 4%

Дефект проката 2%

Зона продольных трещин 1%

Вмятина 1%


49


№5 (27) октябрь 2011

С появлением высокоэффективной технологии обнаружения опасных де

фектов в общей сложности выявлено около 2,5 млн дефектов глубиной более

10% от толщины стенки. В том числе более 10000 мест стресскоррозионных повреждений.

Высокая достоверность – 90 – 95% – обеспечивается уникальной технологией поиска, идентификации и автоматической процедурой измерения дефектов и расчета остаточного ресурса трубопровода.

Основными направлениями разра-ботки в настоящее время являются:– разработка и опытная эксплуатация ЭМА внутритрубных дефектоскопов для выявления зон КРН на стадии зарождения;– разработка и опытная эксплуатация внутритрубных дефектоскопов для определения изгибных напряжений в трубопроводе;– совершенствование существующего оборудования с целью повышения разрешающей способности и достоверности;– изучение природы и причин возникновения дефектов, проведение химических и металлографических исследований;– разработка методов оценки и предсказания развития технического состояния ЛЧ МГ.

В настоящее время внутритрубная дефектоскопия стала основным средством в определении технического состояния ЛЧ МГ, планировании капитального и теку

рисунок 7.Влияние капитального ремонта, переизоляции и диагностирования на аварийность газопроводов

рисунок 6.Количество трещин обнаруженных с 2005 по 2010 годы

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Количество дефектов на 100 км

Глубина

<15% 15 – 30% 30 – 50% ≥ 50%

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2500

2000

1500

1000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Объемы капитального ремонта, км

Объемы дефектоскопии, тыс. кмАварийность

Общее количество

Количество в год на 1000 км

1356

1648

1986

25972696

27442786

2397

20,0

16,5

16,316,9

17,219,2

17,2 20,8

24/0,16

27/0,18

21/0,14

18/0,11 16/

0,1

20/0,13

13/0,08

6/0,04

щего ремонта, став главным инструментом в обеспечении надежной и безопасной работы линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

Из выступления О.М. Иванцова, доктора технических наук, профессора, заместителя председателя ПНТС:

«Внутритрубная диагностика стала непременным атрибутом эксплуатации газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, обеспечивая новый, более высокий уровень их надежности и безопасности, снижение аварийных ситуаций на трубопроводах.

Усилиями ОАО ЦТД «Диаскан» и ЗАО НПО «Спецнефтегаз» созданы (спроектированы и изготовляются) комплексы внутритрубного магнитного ультразвукового оборудования для трубопроводов диаметром от 270 мм до 1420 мм включительно. Данные компании продолжают инновационные проекты. В их числе: создание приборов для определения пространственного положения и измерения перемещения трубопроводов в процессе эксплуатации, что важно для определения технического состояния трубопроводов и контроля за напряженнодеформационным состоянием трубопровода.

Магистральные трубопроводы по нашим нормам и ASME В 31 4.3 проектируются, как бездефектные сооружения. После испытаний, подтверждающих их прочность и герметичность, приемки в эксплуатацию, они начинают «обрастать» дефектами, зарожденными ранее и приобретенными трещинами, гофрами, вмятинами коррозионного происхождения, в том числе от коррозии под напряжением. При обследовании 60 тыс. км магистральных газопроводов внутритрубными диа гностическими снарядами выявлено более 150 тыс. дефектов различного вида.

На основании исследований, выполненных по программе «Высоконадежный трубопроводный транспорт», был построен график, условно связавший расчетный коэффициент запаса прочности с условным показателем надежности.

Газопроводы по категории безопасности «средняя» соответствуют недифференцированному коэффициенту запаса прочности 1,9 – 2,1, т.е. около 2. Как видно на рисунке 11 условному коэффициенту 2 соответствует условная надежность 0,9. «Спецнефтегаз», используя методики оценки опасности дефектов, обнаруживал участки с обобщенным коэффициентом запаса 1,5, что судя по графику приводит к снижению надежности примерно на 22%. График не претендует на большую точность, но он указывает явную в этом случае тенденцию к снижению показателя надежности и повышения риска безопасной эксплуатации.

Конечно, не представляется практической возможности ликвидировать все дефекты. Пользуясь методикой НПО «Спецнефтегаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по оценке опасности дефектов и ранжирования участков трассы для оптимизационного порядка ремонта были определены наиболее опасные дефекты. Наиболее опасные дефекты были вырезаны и выборочно отремонтированы. Проведены расчеты на прочность и долговечность участков. Но в стенках газопровода осталась основная масса дефектов. Попрежнему газопроводы продолжают работать в тех же условиях и на тех же режимах. Может быть, на отдельных участках снизили давление, усилили катодную защиту. Изменилась ли картина надежности газопроводов?

Мы с профессором В.В. Харионовским предложили осуществить расчет конструктивной надежности магистральных трубопроводов с учетом временного фактора и проявления дефектов с помощью вероятностных моделей. В рамках программы силами группы ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ»,



рисунок 8.Снаряд-дефектоскоп продольного намагничивания с секцией – интроскоп внутренней поверхности трубы

рисунок 9.Современный снаряд-дефектоскоп поперечного намагничивания с байпасным устройством

рисунок 10.Снаряд-дефектоскоп для измерения профиля внутренней поверхности трубопровода с байпасным устройством


51


№5 (27) октябрь 2011

Института машиноведения РАН, московского университета был разработан вариант методики для расчета надежности трубопроводов. В настоящее время программа прекратила существование, и проведение исследований этого направления.

Считаю весьма целесообразным продолжить исследования по созданию методики расчета новых магистральных трубопроводов не только на прочность, но и на надежность.

Современные успехи по внутритрубной диагностике позволяют делать подземные трубопроводы, фигурально выражаясь «прозрачными». Это приближает к реализации идеи создания капитального сооружения – магистрального трубопровода как возобновляемого сооружения без ограничения срока службы.

Заслушав доклады заместителя генерального директора – директо-ра Аналитического центра ОАО ЦТД «Диаскан» Е.С. Васина и заместителя генерального директора по вну-тритрубной диагностике ЗАО НПО «Спецнефтегаз» В.Н. Дедешко и вы-ступления в прениях почетного члена РОССНГС С.К. Аракеляна, советника президента ОАО ВНИИСТ, к.т.н. Г.А. Гиллера, советника президента ОАО ВНИИСТ, д.т.н., профессора Г.И. Ма-карова, заместителя генерального директора СРО НП НГС В.И.Кирсанова, президента, генерального директора ООО «НГБ-Энергодиагностика» В.А. Надеина, президента фирмы «ИКЭМ», д.т.н., профессора В.М. Павлюченко, генерального директора ООО НПО «Спецнефтегаз-Т» Б.С. Ланге, Про-блемный совет принял решение:1. Отметить: в России усилиями ком-паний ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «Газпром» в течение последних 15 – 20 лет созданы новые направления ин-новационной научно-производственной деятельности по внутритрубной диа-гностике линейной части газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопрово-дов.

ОАО ЦТД «Диаскан», ЗАО НПО «Спецнефтегаз» за этот период времени создали и освоили произ-водство магнитных, ультразвуковых, комбинированных внутритрубных снарядов–дефектоскопов по своим техническим характеристикам не усту-пающих зарубежным аналогам, а по отдельным параметрам превосходящих их. Снаряды-дефектоскопы созданы для трубопроводов диаметром 270 – 1420 мм включительно.

Впервые в мировой практике ОАО ЦТД «Диаскан» разработал уникаль-ные комбинированные магнитно-ультразвуковые снаряды, имеющие более высокую разрешающую способ-ность, а также приборы для опреде-ления пространственного положения трубопровода. ЗАО НПО «Спецнефте-газ» созданы опытные образцы СКС снарядов для выявления зон КРН на стадии зарождения и дефектоскопов для определения изгибных напряжений в трубопроводах.

Ежегодно силами «Диаскана» и «Спецнефтегаза» осуществляется внутритрубная диагностика около 65 тыс. км трубопроводов. Органи-зации обеспечивают мониторинг нефтепроводных и газопроводных систем. Для мониторинга разработаны Информационно-аналитические систе-мы – базы данных оценки технического состояния линейной части магистраль-ных трубопроводов. 2. Отметить: ОАО ЦТД «Диаскан» соз-дал серию приборов для выполнения на завершающей стадии строительства профилеметрии, а также, помимо внутритрубных профилемеров, специ-альные устройства для очистки внутрен-ней полости трубопроводов: скребки-калибры (СКК), очистные скребки (СКР 2 и СКР 4), магнитные скребки (СКР 4), поршни-разделители, устройства кон-троля очистки.3. Впервые на строительстве новых магистральных нефтепроводов, в том числе ВСТО, БТС-2, Пурпе – Самотлор после гидроиспытаний проводится трех-ступенчатый контроль:

– профилеметрия многоканальными профилемерами PRN – для выявления

дефектов геометрии – вмятин, гофр, овальностей, различных сужений;

– дефектоскопия ультразвуковыми ВИП WM – для выявления механических повреждений типа рисок, задиров и дефектов сборки поперечных стыков – смещений;

– дефектоскопия магнитными ВИП МСК для выявления дефектов сварки стыков – несплавлений, аномалий по-перечного шва.4. Рекомендовать СРО «Нефтегаз-строй» (В.И. Кирсанову), ОАО ВНИИСТ (Н.В. Варламову) при разработке На-ционального стандарта «Нефтяная и газовая промышленность. Магистраль-ные трубопроводы для транспортировки нефти, природного газа и продуктов их переработки. Производство и приемка строительно-монтажных работ» исполь-зовать достижения ОАО ЦТД «Диаскан» и ЗАО НПО «Спецнефтегаз» во внутри-трубной диагностике, проведении про-филеметрии перед сдачей магистраль-ных трубопроводов в эксплуатацию.5. Рекомендовать ООО «Газпром ВНИ-ИГАЗ» (П.Г. Цыбульскому) и ОАО ВНИ-ИСТ (Н.В. Варламову) совместно с инсти-тутами машиноведения РАН и другими заинтересованными организациями про-должить работу по совершенствованию методики расчета трубопроводов на надежность с учетом фактора времени и вероятностных моделей.6. Рекомендовать редакциям журналов «НГС журнал нефтегазового строитель-ства», «Трубопроводный транспорт: теория и практика», «Трубопроводный транспорт нефти» разместить на страни-цах журналов настоящее Решение Про-блемного научно-технического совета РОССНГС.

2,25

2

1,75

1,5

1,25

1

0,6 0,7 0,8 0,9

K

P

рисунок 11.Зависимость показателя надежности Р от услов-ного коэффициента К

Особенности национальной модели менеджмента на примере ОАО «Газпром»

lаутсайдерская модель менеджмента, квалификация персонала, контроль над качеством, лидерство, национальная модель менеджмента, человеческие ресурсы, экономический рост;

lexternal model of management, ersonnel qualification, quality control, leadership, national management model, human resources, economic growth


Экономический рост – это одна из основополагающих целей

развития любой страны, достижение которой отражает рост

реального объема продукции по сравнению с ростом

численности населения. Только стабильно растущая

экономика способна в полной мере удовлетворять

постоянно увеличивающиеся потребности населения

и эффективнее решать экономические, социальные и другие

проблемы как внутри страны, так и за ее пределами.М.Х. Булач Магистрант ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва

В.И. Цыбульская Бакалавр, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва

т.В. Бутова К.э.н., доцент, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва

экономика теория


Характер и темп экономического роста является предметом постоянного изучения и наблюдения ученых и исследователей. Для России, которая на данном этапе совершает становление рыночной экономики после долгих лет ведения планового хозяйства, проблема увеличения темпов экономического роста является ключевой задачей, от которой, в целом, зависит будущая роль страны на мировой арене и непосредственное повышение качества жизни граждан.

За весь период существования такой науки, как менеджмент, многие зарубежные страны накопили весьма значительные знания в области как теории, так и практики управления различными сферами деятельности с учетом своих специфических особенностей. Однако наша отечественная наука управления долгое время развивалась самостоятельно и обособленно, часто игнорируя опыт других стран. Более того, административнокомандная система управления только усиливала критику знаний зарубежных ученых и управленцев.

Национальная модель менеджмента описывает совокупность управленческих отношений на типичном национальном предприятии, что позволяет абстрагироваться от несущественных деталей и сосредоточиться на наиболее важных моментах. В настоящее время исследователи выделяют несколь

ко основных национальных моделей менеджмента, однако российской национальной модели менеджмента не существует. Актуальность данной темы обуславливается тем, что Россия занимает лидирующие позиции в мире в неф тегазовой промышленности. Данная отрасль играет одну из основных ролей как в мировой экономике, так и в экономике нашей страны. Таким образом, целью работы является выявление характеристик российской национальной модели менеджмента, опираясь на зарубежную теорию и практику управления с возможностью использования лучших достижений, принимая во внимание некоторые особенности развития менеджмента в нашей стране.

В качестве типичных предприятий для описания национальной модели управления зачастую используются крупные акционерные компании. В связи с этим, в данной работе в качестве такого типичного предприятия предлагается рассмотреть ОАО «Газпром», что объясняется не только его огромной ролью в нефтегазовом секторе, но и в развитии экономики России в целом.

При рассмотрении национальных моделей менеджмента обычно выделяют два их вида: американскую и японскую.

В чем же заключается особенность американской модели? В целом, гово


53


№5 (27) октябрь 2011

ря об управлении, нельзя не упомянуть тот факт, что наука менеджмент зародилась в прошлом веке именно в США. В настоящее время американская модель успешно применяется в корпорациях не только в США, но и в таких странах, как Великобритания, Канада, Новая Зеландия, Австралия и в ряде других стран. Во многом особенности этой модели обусловлены национальными особенностями самого американского народа: это стремление бороться до конца, утверждая свое превосходство. Достигать поставленных целей при этом необходимо любым путем, нередко отодвигая на второй план жизненные ценности, например, поддержание здоровья за счет строго регламентированного графика работы. Большинство американских работников очень четко определяют для себя такую цель, как карьерный рост, при этом стремятся добиться большого успеха в кратчайшие сроки. Вследствие этого, американской модели менеджмента присуща такая черта как лидерство. Однако при чисто внешней демократичности американских компаний, на уровне управления наблюдается жесткая дисциплина и беспрекословное подчинение.

В американской модели менеджмента отношение к риску положительно. Более того, большая часть управленческих решений принимается именно в условиях риска и неопределенности. Способность идти на риск дает человеку дополнительные возможности стать лидером, так как он более настойчивый и уверенный в себе, чем остальные члены группы.

Фундаментальным показателем в менеджменте является понимание такого фактора как время. Для американской модели характерно монохроническое использование времени, другими словами за определенный отрезок времени совершается единственный вид деятельности для достижения одной конкретной цели. Изза этого наблюдается пунктуальность, составление и следование расписанию, строгая координация процессов, то есть повышенное внимание к управлению временем (time management). Американские менеджеры склонны в большей степени сосредотачиваться на перспективах будущего. Решения принимаются ими незамедлительно, большую значимость имеет сам факт принятия решения, нежели подход к его обоснованности. Как следствие, решение проблем носит скорее индивидуальный характер, менеджер не предпочитает коллективные методы разрешения вопросов. Однако исследования профессора Фреда Лютенса еще в 1999 году показали, что пренебрежение пар

тисипативными методами в пользу единоличного принятия решений не всегда может быть эффективным.

Предпочтение коллективным методам принятия решений присуще противоположной по характеристикам модели – это японская национальная модель менеджмента, к рассмотрению которой мы обратимся далее.

Менеджмент в Японии, как и в любой другой стране, отражает ее культуру, национальные особенности, складывающиеся на протяжении всего времени становления народа. Японские методы управления в корне отличаются, порой даже противопоставляются американскому стилю ведения бизнеса. Почему же именно японская модель менеджмента признана наиболее эффективной во всем мире? Причина ее успеха кроется в умении работать с людьми. В обделенной естественными ресурсами стране пропагандируется принцип «наше богатство – человеческие ресурсы».

В последнее время во всем мире возрастает интерес к японским принципам управления, так как быстрый экономический рост страны позволил ей занять в достаточно короткие сроки лидирующее положение на мировом рынке.

Итак, сущность японской модели менеджмента заключается в повышении эффективности управления людьми. Главная цель менеджера – установить доброжелательные отношения с подчиненными, сформировать ощущение того, что все работники фирмы, вне зависимости от должности, одна семья. Многочисленные исследования доказали, что компании, которым удалось распространить и привить такую философию, достигли наибольшего успеха.

Японский менеджмент в большей степени, основанный на коллективизме, использует моральноэтические рычаги контроля личности, такие как чувство долга перед коллективом, преобладание групповых интересов и целей над частными. Важнейшим средством мотивации к труду является «корпоративный дух», что означает отождествление себя с фирмой и преданность ее идеалам.

Одной из основных черт японской модели также является система пожизненного найма. Согласно этой системе,

предприятию выгодно тратить ресурсы на квалификацию персонала – менеджменту в Японии соответствует концепция непрерывного обучения. Непрерывное обучение приводит к постоянному совершенствованию мастерства, что, несомненно, улучшает качество выполнения работы. Таким образом, человек достигает высот уже в немолодом возрасте, но при этом, согласно японской культуре, его мнение является авторитетным и одобряется всей группой. Власть в Японии зависит от стажа, а не от заслуг, что означает, управленец за долгие годы работы в компании на менее значимых должностях познал большинство процессов и проблем производства и организации труда, что еще больше повышает его эффективность решений на посту менеджера. Чтобы быстро справится с затруднениями и для содействия решению проблем по мере их возникновения, японцы зачастую размещают управляющий персонал прямо в производственных помещениях. По мере разрешения каждой проблемы вносятся небольшие нововведения, что приводит к накоплению дополнительных новшеств.

Центральное место в управлении отводится контролю над качеством. Каждый рабочий и служащий рассматривают фирму как свой дом. А разве в своем доме можно делать чтолибо спустя рукава? В Японии считается, что качество на 90% определяется воспитанием, сознательностью и только на 10% знаниями. Объединение такого отношения к труду с широким внедрением научных разработок в области управления и технологии, высокой степенью компьютеризации всех операций управления (контроля и анализа) производством стало основной причиной высокой конкурентоспособности японских товаров на мировых рынках.

Современное российское управление сформировалось в условиях перехода от плановой экономике к рыночной, поэтому оно унаследовало во многом черты прежней системы управления. Более того, многие современные предприятия образованы на основе прежних, советских организаций, а ключевые посты управления занимают профессионалы, получившие образование во времена господства административнокомандной системы.

В целом, современная российская модель менеджмента находится на стадии становления. Как писал еще в 2000 году известный американский ученый и практик в области менеджмента Питер Фердинант Друкер, «предприятия и менеджмент в США 50 лет назад были такими же, как российские предприятия



и менеджмент в наши дни». С этим высказыванием нельзя не согласиться. В нашей стране существует ряд специфических и очень серьезных проблем в области управления, что существенно отражается и на экономических показателях.

На наш взгляд, наиболее серьезной проблемой при формировании отечественной модели менеджмента можно считать стремление скопировать опыт других стран без понимания того, насколько эффективными будут те или иные нововведения с учетом наших особенностей. Данная проблема сложилась исторически, и первые попытки «вживления» западных методов можно отнести к реформам Петра I. Однако полное заимствование чужого опыта Россией может принести еще более отрицательный результат. Это объясняется тем, что российский менталитет характеризуется полярностью, так как наша страна по большому счету – это сочетание двух противоположных культур, она всегда находилась на стыке Европы и Азии. В связи с этим, в работе представлена сравнительная характеристика управления в России, США и Японии (таблица 1).

Данные представленной таблицы позволяют утверждать, что в российской модели менеджмента тесно переплелись характеристики и американской, и японской национальных моделей менеджмента, однако следует признать, что основная масса преобразований была заимствована преимущественно с запада. Формирование российского менеджмента должно учитывать тенденции

развития индивидуализма в принятии решений, опираясь на личностные качества индивида, что означает повышение по службе не за счет знакомств или семейных связей, а за счет характеристик и навыков управленца.

Рассмотрим подробно проблемы современного российского менеджмента на примере компании ОАО «Газпром».

На настоящий момент ОАО «Газпром» по праву считается крупнейшей газовой компанией в мире. Основными направлениями деятельности являются геологоразведка, добыча, транспортировка, переработка и хранение углеводородов, а также производство и сбыт электрической и тепловой энергии. Также «Газпрому» принадлежит крупнейшая в мире система транспортировки газа – Единая система газоснабжения России. Благодаря географическому положению России у «Газпрома» есть возможность стать неким энергетическим мостом между рынками Европы и Азии. Государство является собственником контрольного пакета акций компании – 50% плюс одна акция.

Газовая промышленность на сегодня – это наиболее устойчивая сфера российской экономики и одна из фундаментальных опор развития экономического потенциала нашей страны.

В области совершенствования менеджмента организации ОАО «Газпром» имеет ряд преимуществ по сравнению с компаниями в других отраслях. Вопервых, нефтегазовая отрасль никогда не переживала такого серьезного кризиса, который наблюдается в наши дни, например, в сельском хозяйстве. Вовторых, поскольку формирование российской модели менеджмента невозможно без учета опыта других стран, для данной компании дополнительным преимуществом является сотрудничество с крупнейшими корпорациями Европы, а также реализация международных проектов, направленных на США и страны Азии. Вместе с этим организация в своей работе сталкивается с рядом существенных проблем.

Прежде всего, хотелось бы обратить внимание на то, что в компании действует аутсайдерская модель менеджмента, то есть власть концентрируется не в руках менеджеров фирмы, а у внешних держателей акций – юридических и физических лиц. Не смотря на то, что инсайдерская модель считается устаревшей, а аутсайдерская позволяет быстро реагировать на изменения на внешнем рынке, не стоит забывать о том, что самый большой обладатель акций в «Газпроме» (свыше 50%) – это государство. Поэтому в компании, по большому счету, отсутствуют стимулы к здоровой конкуренции на рынке и максимизации прибыли как таковой. Таким образом, вместо развития демократических тенденций аутсайдерской модели,

таблица 1

Сравнительная характеристика управления в России, США и Японии

Показатель США Япония Россия

Найм на работу Краткосрочный Пожизненный Краткосрочный

Принятие решений Индивидуальное Коллективное Индивидуальное

Ответственность Индивидуальная Коллективная Коллективная

Разделяемые ценности Индивидуальные Коллективные Индивидуальные

Разграничение обязанностей Четкое Размытое Четкое

Расходы на обучение персонала Низкие Высокие Низкие

Специализация Узкая Широкая Узкая

Приверженность К профессии К компании К профессии

Карьерный рост Быстрый Медленный Медленный

Отношение к подчиненным Формальное Неформальное Формальное

Способ контроля По индивидуальным показателям По коллективным показателям По коллективным показателям

Структура управления Жесткая Гибкая Жесткая


55


№5 (27) октябрь 2011

мы наблюдаем присутствие принципов авторитаризма.

Следующая проблема является неизбежным результатом функционирования авторитарной системы с жесткой централизацией процессов. В «Газпроме» доминируют вертикальные связи в ущерб горизонтальным. Консерватизм в управлении не позволяет адекватно адаптироваться к постоянно меняющейся рыночной среде. Более того, в компании наблюдается крайне высокий уровень структурной напряженности, что показывает недостаток численности управленческого аппарата по сравнению с общим числом сотрудников. Эта проблема усугубляется технократизмом в управлении. Значительная часть руководителей высшего и среднего звена на предприятии имеют техническое образование, однако для повышения эффективности труда и организации грамотной политики управления персоналом, менеджеру необходимо обладать экономическими и управленческими знаниями, иметь особый, не технический образ мышления.

Тем не менее, простое увеличение численности управленческих должностей не будет эффективным. Наиболее оптимальным решением проблемы является сокращение численности структурных подразделений в процессе реструктуризации. Таким образом, мы выявили еще одну немаловажную проблему модели менеджмента – существование огромного числа дочерних компаний и делегирование большинства полномочий и функций из головного центра. В настоящее время в компании функционируют 18 департаментов, а также в ОАО «Газпром» входит 80 дочерних предприятий со 100% долевым участием корпорации, 29 предприятий с более чем 50% участием и 39 компаний с менее чем 50% участием.

Менеджмент на российских предприятиях предъявляет высокие требования к профессионализму управленческого персонала и стилю управления. В соответствии с этим часть полученных денежных ресурсов необходимо выделять на повышение квалификационных качеств работника. В отличие от других предприятий, у ОАО «Газпром» есть сравнительное преимущество – система непрерывного фирменного профессионального образования (СНФПО), политика должна быть направлена на улучшение этой системы и постоянное усовершенствование.

Важнейшим рычагом в создании российской национальной модели должна стать разработка мотивации в соответствии с менталитетом нашего народа. Необходимо повышать чувство причастности к общему делу, что обращает нас

к Японской модели менеджмента. Необходимо поощрять трудолюбие и старательность работника, таким образом, в процессе становления отечественной системы управления, мы можем перейти от жестких и крайне формализованных решений к более гибким. В отношении «Газпрома», в частности, рекомендуется разработать основные принципы построения фирменных наименований дочерних обществ, в соответствии с которыми название дочерней фирмы может содержать название головной организации «Газпром». Это необходимо для внешней визуальной идентификации компании и для формирования «корпоративного духа», что позволит в идеальной перспективе, выработать чувство приверженности сотрудника не к профессии, а к корпорации.

Необходимо повысить эффективность контроля над организационными процессами. В частности, в ОАО «Газпром» необходимо оптимизировать структуру управления на уровне дочерних компаний, функции которых нередко дублируются, что позволит нормализовать работу управленческого аппарата и избавиться от излишних затрат.

Главный акцент при построении российской модели менеджмента делается на предприятия крупного бизнеса, так как эти предприятия на данный момент составляют основу экономики РФ.

Для создания конкурентоспособной модели управления в России необходимо сконцентрироваться на развитии сотрудников внутри предприятия, а также на повышении приверженности работников. Еще одной важной проблемой является крайне запутанная структура управления многих крупных компаний с большим количеством дочерних предприятий, что повышает издержки на управление, приводит к дублированию многих функций, увеличивает время исполнения управленческого решения, что, в свою очередь, не позволяет предприятию быстро адаптироваться к изменяющимся внешним условиям. В сложившейся ситуации единственным решением данной проблемы является реструктуризация компании, с устранением дублирования функций в компании.

1. Беляев В.А. Фило-софия управления между теорией менеджмента и фило-софией культуры. – М.: Либроком, 2011.2. Деминг Эдвардс. Вы-ход из кризиса. Новая парадигма управления людьми, системами и процессами. – М.: Аль-пина Паблишэр, 2011.3. Дзюндзо И., Аки-хиро О., тадао Н., Икудзиро Н. теория стратегического управ-ления. – М.: Миракл, 2010.4. Друкер Питер, Макьярелло Джозеф А. Менеджмент. – М.: Вильямс, 2010.5. Казак А.С., Русакова В.В., Кудрявцев И.Б., Ратнер Д.А., Кудряв-цев А.А. Обоснова-ние оптимальных вариантов развития и реконструкции газо-транспортных систем в условиях неопределен-ности. – М.: Газпром, 2010.6. Карлеф Бенгт, Хэлин Левингссон Фредрик. Менеджмент от А до Я. Концепции и модели. – СПб.: Стокгольмская школа экономики в Санкт – Петербурге, 2006.

7. Костенко Е.П. теория управления. Эволюция концепций в зарубежных странах. – М.: Содействие – XXI век, 2011.8. Шумпетер И. теория экономического разви-тия. – М.: Экономика, 2009. 9. ОАО «Газпром», Список дочерних пред-приятий, http://www.gazprom.ru/subsidiaries, 2011. 10. ОАО «Газпром», сборник “ОАО «Газпром» в цифрах 2006 – 2010»», http://www.gazprom.ru/f/posts/05/298369/gazprom-reference-figures-2006-2010-rus.pdf, 2011.

Государственный контроль над многими отраслями и создание монополий также негативно влияет на деятельность компаниймонополистов, которые практически не имеют стимулов к повышению эффективности деятельности по причине высокой нормы дохода и отсутствия конкуренции на рынке. В данном случае целесообразным видится демонополизация отраслей и переход контроля над компаниямимонополистами от государства частным инвесторам, более заинтересованным в повышении эффективности расходования средств и усовершенствовании системы управления данными предприятиями.

Несмотря на перечисленные выше проблемы, российская национальная модель менеджмента обладает большим потенциалом, однако для его раскрытия необходим более высокий уровень знаний и подготовки управленцев. На данном этапе развития управления в России мы пытаемся найти нечто среднее между Японской и Американской национальными моделями менеджмента. Необходимо осознавать специфику российских предприятий и рынка в целом, то есть применять положительный зарубежный опыт с учетом национальноисторических особенностей нашей культуры.

1 Cтратегия изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации на период до 2020 г.2 http://sovetnikprezidenta.ru/68/3_ekonomika.html, «Советник президента» информационно-аналитическое издание, №68 2009

Государственные программы развития нефтяного сектора в Рф. Шельфовая зона

lарктическая зона РФ, доход от реализа-ции проектов, инвестиции, континенталь-ный шельф, нефть, освоение месторож-дения, разделение территории, стратегия развития;

lrussian Arcticzone, revenue, investments, сontinental shelf, oil, commercial development of oilfield, terretory separation, development strategy


Российская Федерация обладает значительным объемом угле-

водородного сырья, однако структура и качество указанных

ресурсов постепенно ухудшаются. На сегодняшний день более

75% месторождений нефти и газа уже вовлечены в промыш-

ленное освоение, при этом их средняя выработанность прибли-

жается к 50%.

А.А. Морозова Магистр, ФГОБУ ВПО «Финансовыйуниверситет при Правительстве Российской Федерации», Москва

С. Рамирес Бакалавр, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва

О.В. Панина К.э.н., доцент, ФГОБУ ВПО «Финансовый университет при Правительстве Российской Федерации», Москва



Возможности увеличения ресурсного потенциала освоенных районов территории Российской Федерации ограничены. Многолетняя практика форсированного наращивания добычи за счет наиболее крупных месторождений привела к истощению фонда таких объектов. Ежегодный прирост запасов углеводородного сырья в среднем по Российской Федерации незначительно покрывает добычу, а по ряду регионов накапливается ежегодный дефицит разведанных запасов.

При том, что в ближайшие десятилетия углеводороды будут являться доминирующими энергоносителями, существует объективная необходимость интенсификации геологического изучения и последующего вовлечения в освоение новых крупных нефтегазоносных провинций.

Крупнейшим перспективным направлением такого рода деятельности является геологическое изучение континентального шельфа страны. Именно на акваториях, находящихся под юрисдикцией Российской Федерации, с большой степенью вероятности прогнозируется открытие крупных и уникальных месторождений углеводородного сырья1.

Арктика всегда имела стратегическое значение для нашей страны, внося значительный вклад в ее экономику. И теперь же, как подчеркнул Президент Рос

сии Д.А. Медведев на заседании Совета Безопасности Российской Федерации в сентябре 2008 года, с развитием Арктики прямо связано решение долгосрочных задач развития государства, его конкурентоспособность на глобальных рынках.

В этом регионе создается около 20% валового внутреннего продукта России и 22% общероссийского экспорта. В арктических районах развита добыча редких и драгоценных металлов. Здесь расположены крупнейшие нефтегазовые провинции, такие как ЗападноСибирская, ТиманоПечорская и ВосточноСибирская. По имеющимся оценкам, под водами Северного Ледовитого океана находятся до 25% мировых запасов нефти и газа, а также месторождения олова, марганца, золота, никеля, свинца, платины и алмазов.

В результате непродуманной политики последних лет социальноэкономическое положение российского Севера заметно ухудшилось. При более эффективном, чем в целом по России, функционировании «северной» экономики она находится в более сложном финансовом положении, что в значительной степени уменьшает возможности для роста и развития2.

Считается, что Восточная Сибирь сказочно богата. Но это богатство, реальные масштабы которого еще не оценены, имеет специфические особенности и

3 «Эксперт: Главными участниками предстоящей битвы за Арктику станут Россия, Канада и США», 02.06.2011, REGNUM, Москва, http://www.regnum.ru/news/polit/1411649.html4 Cтратегия развития арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года, 2011 г.5 Cтратегия развития арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года, 2011 г.6 Стратегия изучения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ на период до 2020 года.


57


№5 (27) октябрь 2011

осваиваться должно комплексно, преимущественно в интересах внутреннего российского рынка.

Шельф – выровненная часть подводной окраины материков, прилегающая к берегам суши и характеризующаяся общим с ней геологическим строением. Глубины края шельфа обычно составляют 100 – 200 м, в отдельных случаях достигают 1500 – 2000 м. Общая площадь шельфа – около 8% площади Мирового океана.

Континентальный шельф России, богатый месторождениями нефти и газа, составляет площадь 4 млн кв. км. Извлекаемые ресурсы углеводородного сырья оцениваются в 90 – 100 млрд тонн. Разработка нефтяных и газовых месторождений континентального шельфа может принести нашей стране более $200 млрд. 1 рубль инвестиций в добычу на шельфе принесет примерно 70 рублей дохода. Для России освоение шельфа – это главный способ остаться европейским энергогарантом в XXI веке3.

В соответствии с Основами государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу, под Арктической зоной Российской Федерации понимается часть Арктики, в которую входят полностью или частично территории Республики Саха (Якутия), Мурманской и Архангельской областей, Красноярского края, Ненецкого, ЯмалоНенецкого и Чукотского автономных округов и прилегающие к этим территориям, землям и островам внутренние морские воды, территориальное море, иск лючительная экономическая зона и континентальный шельф России.

Арктическая зона Российской Федерации имеет площадь около 9 млн км 2, здесь проживает более 2,5 млн человек, что составляет менее 2% населения страны и около 40% населения всей Арктики. При этом в АЗРФ создается 12 – 15% ВВП страны, обеспечивается около четверти экспорта России4.

Представим SWOT-анализ глобальной конкурентоспособности Арктической зоны Российской Федерации5, который во многом определяет разработку и составление программ развития данного региона.

Таким образом, исходя из всего вышеизложенного и принимая во внимание другие немаловажные особенности АЗРФ и факторы, влияющие на развитие данного региона, Правительство РФ совместно со специалистами разрабатывает программы и стратегии развития шельфовой зоны нашей страны.

Основными документами, регламентирующими порядок мер и действий по развитию АЗРФ, являются «Стратегия изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации на период до 2020 г.», утвержденная Правительством РФ в 2006 году, а также «Стратегия развития арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года», утвержденная в 2011 году.

Результаты, которые планируется достичь при выполнении работ по изучению и освоению нефтегазового потенциала континентального шельфа Российской Федерации, изложенными в Стратегии (2006 год), представляются достаточно радужными:• будут аккумулированы извлекаемые суммарные ресурсы углеводородов в объемах 23 – 26 млрд т нефти и 90 – 100 трлн м3 газа, включая запасы нефти в объеме 10 – 13 млрд т, газа – 10 – 20 трлн м3;• накопленные объемы извлекаемых запасов и перспективных ресурсов гарантируют недропользователю возврат инвестиций на организацию широкомасштабной добычи нефти и образуют базу для развития региональных центров морской нефтегазодобычи, активного замещения старых нефтегазодобывающих регионов новыми морскими регионами после 2020 года;

• ожидаемые объемы добычи нефти на участках недр континентального шельфа Российской Федерации составят к 2010 году – до 10 млн т, к 2020 году – до 95 млн т; объем добычи газа к 2010 году – до 30 млрд м3, к 2020 году – не менее 150 млрд м3;• ожидаемые затраты федерального бюджета на реализацию Стратегии на период с 2006 до 2020 года составят около 33,2 млрд руб.; • ожидаемый объем привлеченных инвестиций в развитие морского нефтегазового и судостроительного комплексов, составит 2,1 – 3,3 трлн руб.;• ожидаемый суммарный доход бюджета Российской Федерации от реализации Стратегии составит 3,2 – 4,0 трлн руб., в том числе от разовых платежей – до 150 млрд руб.;• развитие региональных центров морской нефтегазодобычи обеспечит значительный рост энерговооруженности экономики приморских субъектов Российской Федерации и оптимизирует их социальноэкономическую сферу6.

Что же касается мировых тенденций по освоению шельфовых зон, то экономический кризис не прошел бесследно для морской добычи углеводородов: добывающие компании сократили инвестиции, некоторые из ранее запланированных проектов в upstream (разведка и добыча нефти и газа) были отложены. Но, несмотря на мрачные прогнозы аналитиков, общий эффект от этих сокращений выглядит не столь катастрофичным – снижение капиталовложений на ключевых нефтегазовых рынках на 3 млрд долларов с максимального уровня (достигнутого по итогам 2008 года) с 209 млрд долларов до 206 млрд долларов в 2009 году. Дело в том, что многие морские проекты, инициированные добывающими компаниями перед кризисом, находились уже на той стадии реализации, когда они не могли быть остановлены или отложены. После того как в течение 2009 – 2010 годов экономическая ситуация стабилизировалась, произошло постепенное возвращение к докризисному уровню капиталовложений – 209 млрд долларов в прошлом году.

Согласно данным доклада норвежской ассоциации INTSOK Annual Market Report2011, подготовленного специалистами аналитической компании Rystad



таблица 1

Сопоставление

Сильные стороны (S) Слабые стороны (W)

1. Богатство и разнообразие природно-ресурсной базы, включая аттрактивный туристско-рекреационный потенциал.2. Сравнительно высокие качественные характеристики человече-ского капитала (в т.ч. кадрового потенциала, включая образова-тельный уровень), высокий научно-технический потенциал, выдаю-щийся вклад России в изучение и освоение Арктики. 3. Существенный промышленно-производственный потенциал, имеющиеся технологические заделы.4. Относительно низкая стоимость труда.5. Выгодное географическое положение для развития междуна-родного сотрудничества.6. Благоприятные условия для повышения энергоэффективности экономики и социальной сферы, развития альтернативной энерге-тики, использования возобновляемых источников энергии. 7. В целом содействующие реализации государственной политики России в Арктике внутренние факторы и условия: административ-ные, институциональные, финансовые и т.д.8. Достаточно высокая инвестиционная привлекательность ком-плексных межотраслевых, межрегиональных и международных проектов (инфраструктурных, инновационных, социальных, приро-доохранных и т.д.) в приарктических регионах.

1. Неравномерность распределения ресурсов, моноспециализа-ция хозяйства и моноструктурный характер экономики в целом.2. Снижение интереса к формированию и реализации госу-дарственной политики России в Арктике в обществе, низкий уровень адаптации социума к рыночной среде и ориентации в современных реалиях, его нацеленность на индустриальный тип развития и слабая восприимчивость к внедрению инноваций.3. Сырьевая экспортно-ориентированная модель развития, не-значительная доля продукции с высокой ВДС, наличие инфра-структурных ограничений росту (в т.ч. неразвитость транспорт-ной, энергетической, промышленной, сервисной инфраструкту-ры) и инновационных – его качеству. 4. Невысокая производительность труда.5. Усугубление отрицательных демографических процессов. 6. Неприспособленность региональных экономик к возможным глобальным климатическим изменениям; их низкая энергоэф-фективность, высокая энергоемкость, а также себестоимость производства генерации и транспортировки электроэнергии 7. Доминирование ведомственного подхода; низкий уровень ко-ординации между видами экономической деятельности.8. Значительный уровень риска для инвесторов.

Возможности (О) Угрозы (Т)

1. Диверсификация потенциала; расширение сырьевой базы, ас-сортимента выпускаемой продукции и услуг; рационализация и интенсификация эксплуатации природных ресурсов. 2. Привлечение квалифицированных мигрантов в экономику АЗРФ, введение целевой подготовки кадров с гарантированным трудоустройством, повышение производительности труда. 3. Формирование сети зон опережающего развития, превраще-ние их в центры технологического, социокультурного (а значит, миграционного) и финансового притяжения для других стран; внедрение институциональных инноваций и перспективных форм организации производства (ОЭЗ, кластеры, бизнес-инкубаторы, РЦТТ и т.д.) в интересах увеличения доли производства продукции глубокой переработки; использование транспортно-транзитного потенциала. 4. Массовое привлечение иностранных инвестиций, технологий и способов организации труда в экономику АЗРФ. 5. Усиление экспортной специализации приарктических террито-рий, стимулируемое их географическим положением, опережаю-щее развитие элементов сервисной экономики субрегионального и глобального значения.6. Перевод электроэнергетики на возобновляемые источники энергии и местные виды топлива в интересах самообеспечения и диверсификации топливной корзины и в рамках региональных стратегий адаптации к глобальным климатическим изменениям.7. Переход к комплексному устойчивому социально-экономическому росту.8. Инициирование широкого спектра межведомственных, меж-региональных и международных проектов в приарктических ре-гионах на принципах ГЧП с внедрением различных механизмов аутсорсинга; диверсификация источников и развитие институтов их венчурного финансирования с использованием потенциала институтов развития, госпрограмм, межрегионального и междуна-родного сотрудничества и т.д.

1. Увеличение пространственной асимметрии в развитии между отдельными приарктическими территориями; усугубление структурного дисбаланса по степени и приоритетам развития между видами экономической деятельности, а также социаль-ного расслоения занятых в различных отраслях по уровню дохо-дов; деволюция становления цивилизованных рентных отноше-ний в устремления к поиску ренты. 2. Отток высококвалифицированных кадров из приарктических районов в другие регионы и за рубеж; сужение социальной базы экономического развития; усугубление положения коренных малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока.3. Риск деградации ослабленных кризисом отраслей хозяйствен-ного комплекса и дальнейшей деиндустриализации.4. Уязвимость стратегических секторов экономики. 5. Формирование мощных финансово-технологических агломе-раций на приграничных территориях других государств, а также их союзов. 6. Возможные негативные последствия глобальных климатиче-ских процессов.7. Назревающий конфликт между отдельными видами деятель-ности за добычу и эксплуатацию различных природных ресурсов в одних и тех же геоториях, общее падение эффективности и ка-чества управления социально-экономическим развитием АЗРФ.8. Неучет негативных последствий глобального финансового и экономического кризиса, ведущих к сужению инвестиционных возможностей при реализации комплексных проектов в при-арктических регионах и требующих интенсификации и наращи-вания межрегионального и международного сотрудничества, а также развития институтов ГЧП.


59


№5 (27) октябрь 2011

1. «Стратегия изуче-ния и освоения нефте-газового потенциала континентального шельфа Российской Федерации на период до 2020 г».

2. «Стратегия разви-тия арктической зоны Российской Федерации и обеспечения нацио-нальной безопасности на период до 2020 года».

3. «Эксперт: Глав-ными участниками предстоящей битвы за Арктику станут Россия, Канада и США», 02.06.2011, REGNUM, Москва, http://www.regnum.ru/news/polit/1411649.html.

Energy, в ближайшие годы рост капиталовложений в морскую добычу продолжится, поскольку стабильный спрос на энергоресурсы на мировых рынках и постепенное сокращение добычи на зрелых месторождениях поддерживают дальнейшее развитие шельфовой промышленности в целом. Эксперты предсказывают увеличение инвестиций в upstream на ключевых рынках морских нефтегазовых проектов до 330 млрд долларов в 2015 году, причем одним из доминирующих секторов по объемам капиталовложений станет сегмент подводных операций. И хотя, согласно прогнозам, до конца 2011 года ситуация с инвестициями останется скорее стабильной, 2012 – 2013 годы будут отмечены их резким ростом, если ориентироваться на уже озвученные планы компаний. Бразилия, Австралия и Мексиканский залив станут основными регионами, привлекающими инвестиционные потоки: именно там в ближайшие пять лет намечается реализация крупнейших проектов, связанных с разработкой углеводородных запасов.

Эксперты также выделяют азиатский рынок в связи с инвестиционным бумом, наблюдавшимся на верфях региона в последние годы: доля заказов, связанных с нефтегазовыми проектами, размещенных и реализованных здесь, была необычайно высока. И, если в период кризиса поток новых заказчиков практически иссяк, то с конца 2010 года и в течение первой половины 2011 года заказы на строительство новых судов, в особенности буровых установок, возобновились. В докладе INTSOK также отмечены рынки Канады и России, однако здесь, согласно прогнозам специалистов, основной рост в ближайшие пять лет будет связан прежде всего с проектами на суше. Так, до 2015 года эксперты предполагают увеличение капиталовложений в нефтегазовые проекты на канадском рынке в три с половиной раза, на российском – в три раза7.

Таким образом, подводя итог всему вышеизложенному, можно заключить, что развитие шельфовых зон – одно из самых перспективных направлений в добыче нефти и газа. То, что шельфовые зоны хранят в себе огромные запасы полезных ископаемых, поняли уже все мировые лидеры по добыче нефти и газа. Поэтому нельзя отрицать, что в ближайшем будущем начнется суровая борьба за владение самыми обогащенными месторождениями, так как, согласно

статистике, через 40 лет на земле иссякнут все разведанные месторождения нефти. Уже сейчас крупные нефтяные компании начинают инвестировать покрупному в развитие шельфовых зон.

На наш взгляд, в интересах России необходимо интенсивно развивать АЗРФ и по минимуму подпускать туда зарубежные компании. Однако нельзя забывать про то, что наша страна не в силах сама справиться со всеми материальными затратами, требующимися для освоения данного региона. Поэтому получается, что это вопрос спорный и сложный, который требует серьезного подхода со стороны Правительства, а также сотрудничества Правительства с передовыми нефтегазовыми компаниями России.

Существует еще одна проблема, препятствующая развитию шельфовых зон: США и Канада также претендуют на право владения данными территориями. России теперь приходится доказывать свои права на территории, которые ранее официально принадлежали ей. В 1920х годах СССР, Норвегия, Дания, США и Канада условились считать воду и острова в пределах полярного сектора государства частью территории этой страны. России, таким образом, достался самый большой сектор, образуемый Чукоткой, Северным полюсом и Кольским полуостровом. На всех отечественных картах советского периода сектор отмечался как часть СССР. В 1982 году была подписана Конвенция ООН по морскому праву, которая определяла, как должны пройти границы по

дну Северного Ледовитого океана. Согласно документу, границы экономической зоны прибрежных государств были установлены на расстоянии 200 морских миль (370 км) от берегов материка и островов. В пределах этой зоны государствам разрешалось распространять суверенитет на морское дно, разведывать и разрабатывать залегающие под ним природные ресурсы.

Кроме 200мильной зоны конвенция установила особый статус для континентального шельфа, предусмотрев возможность расширения границы экономической зоны, если страна докажет, что шельф простирается за пределы 200мильной зоны. В 1997 году Москва ратифицировала конвенцию и таким образом утратила права на «русский треугольник». Россия восстанавливает свои возможности по защите собственных интересов в многополярном мире. Главным конкурентом Москвы на ближайшие 12 лет остается Вашингтон, главной причиной конфликтов – контроль над энергетическими ресурсами.

В настоящее время вследствие глобальных изменений мировой политики геополитическая и военностратегическая роль Севера повысилась. Арктика, играющая роль буфера между основными мировыми центрами – США, Западной Европой, Россией, Японией и Китаем, становится полигоном территориальной, ресурсной и военностратегической игры. Российская Арктика – регион особых геостратегических интересов государства и долгосрочных экономических интересов общества, прежде всего с точки зрения освоения и рационального использования природных ресурсов и обеспечения глобального экологического равновесия. Для формирования целостной системы стимулов развития арктической зоны необходимо разработать и принять специальный закон, в котором были бы закреплены основы государственной политики и механизмы её реализации в Арктике.

7 Кутузова М. На пути восстановления. Журнал «Нефть России» от 07.09.2011

Инжиниринговая нефтегазовая компания —Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов топливно-энергетического комплекса (ОАО ВНИИСТ)

Энциклопедия трубопроводного строительства[ ]

в 2008 году была выпущена уникальная книга «вниист: 60 лет на службе тЭк». Эта книга — летопись трубопроводной отрасли: научно-технические открытия, важные события, люди и судьбы.

Книга рассказывает об истории становления единой отечественной системы трубопроводного транспорта; о руководителях, ученых, исследователях, конструкторах и инженерах ВНИИСТа, которые формировали научнотехническую и нормативную базы отрасли, проектировали объекты нефтегазового комплекса и создавали трубопроводную инфраструктуру страны.

Книга написана на основании архивных материалов ВНИИСТа и личных архивов сотрудников; документальных источников, воспоминаний ветеранов и сотрудников института, принимавших участие в подготовке данного издания. Многие документы и иллюстрации, представленные в книге, публиковались впервые.

В книге отражены главные достижения института и события, происходившие во ВНИИСТе на протяжении шести последних десятилетий. Представлено много справочной информации; впервые составлен полный список отечественных трубопроводов. В этой необыкновенной книге содержится огромный пласт исторической информации и новейшей истории, это своеобразная «энциклопедия», уникальный источник справочной информации для специалистов и исследователей трубопроводной отрасли. Материал подан творчес ки: книгу украшают

современный стиль и креативный дизайн.

Эта книга будет интересна широкому кругу специалистов нефтегазовой отрасли

КонтаКты:

Рекламно-издательский отдел ОАО ВНИИСТ105187, Москва,Окружной проезд, 19Тел./Факс: (495) 225-13-67*

по вопросам приобретения

Книги «вниист: 60 лет

на службе тЭК»

обращайтесь в реКламно-

издательсКий отдел

оао вниист.

Стоимость одного экземпляра — 4330 руб.

summary


cover story

04 Mature deposits infrastructure reengineering unification

I.V. Tsykin, O.V. Zavjalov, Open Society «TNK-BP Manage-ment»; N.S. Solovej, Open Society VNIIST At the moment one of the basic strategic directions of the Company TNK- BP is reduction of costs in the course of extraction, preparations and raw materials trans-portations. First of all, it affects optimization of non-effectively used powers of a land infrastructure on mature deposits taking into account prospect of falling of a profile of extraction. For the decision of this problem infrastructure reengineering is spent. In article the question of unification of works at key stages of reengineering, principles of the developed reengineering methodology, and also prospect of Meth-odology perfection is considered.

projects

07 «Nord stream» safety pressing questions

G.L. Koff, I.V. Chesnokova, O.V. Popova, Russian Academy of Sciences Water Problems Institute; B.A. Assinovskaja, Russian Academy of Sciences Main (Pulkovskaja) Astro-nomical Observatory

In article the procedures of reliability and safety of pipelines construction and operation problems decision are described. Actions for depression of risks which should be effective and rational by economic, social and nature protection criteria are shown. seismic danger in East Baltic region is estimated.

oil and gas transport technologies

14

23

26

Pipelines probability strength reliability estimation

V.N. Syzrantsev, S.L. Golofast, Oil and Gas Tyumen State University

In article the probability approach to pipelines strength reliability estimation, al-lowing unlike the determined methods to estimate the probability of pipelines linear part sites refusal taking into account a casual spectrum of external loads, the statistical nature of mechanical properties of metal and geometrical parameters of pipes is surveyed. The example of Urengoy - surgut - Cheljabinsk gas pipeline two sites refusal probability estimation on the basis of the fact sheet about a working pressure and gas transported temperature is resulted.

Pipes with internal anticorrosive covering economic aspects of using

V.D. Dankin, E.U. Masjutina, E.M. Lovtsova, Open Society VNIIST

In article the questions of pipelines corrosion in the oil-extracting industry, neces-sity of application and a condition of manufacture of pipes with internal anticorro-sive covering are is short considered. The basic criteria of pipes with internal isola-tion application economic efficiency estimation and design procedure are resulted.

Possible influence of high hydrostatic pressure on processes of gas pipeline pipes corrosion which is passing on Black Sea the bottom

S.A. Lubensky, Open Company «Gazprom VNIIGAS»

In connection with the main gas pipeline on Black sea the bottom passage re-searches by definition of possible influence of hydrostatic pressure of a liquid peer 25 MPa on firmness of samples from gas pipes to hydrogen sulphide destruction have been executed at low concentration of hydrogen sulfide. It has been estab-lished that liquid pressure rising leads to pipes metal crack resistance depression and degree of brittle stage increasing.

construction

30 Gas distribution networks optimum choice

L.A. Unanjan, Moscow Financially-Legal Academy;K.L. Unanjan, Open Company «Gazprom VNIIGAS»;S.S. Papjan, Russian-Armenian University The approach to gas distribution networks optimum choice of pipeline sites con-struction among originally optimized on the chosen indicator and estimated on additional indicators is surveyed. The mathematical model of optimization problem on a chosen indicator is resulted.

conferences

32 The results of VI International Power Week (2011) and IV International Scientific and Technical Conference «Gas-transport systems: the present and the future (GTS-2011)»

designing

33 «CAD-systems future»

P.K. Petrov, Open Society VNIIST

In article the theoretical bases and the prospects of the computer design programs tools development are surveyed, new principles of such systems construction, based on artificial intelligence technologies are described. In the first part of the article designing methods classification is resulted, the methodical approach used for the basic problem of CAD-systems development overcoming is formulated. In the second part of the article one of the ways of the specified problem overcom-ing is shown – as by the technical systems structures various aspects consecutive description, to prepare knowledge for search and to execute search of the new design decision.

diagnostics

44 Pipelines intro-tubal diagnostics new scientific and tech-nical achievements

The Decision of Russian Union Oil and Gas Construction scientific and Technical Problems Council

economy

52

56

National model of management features (on Open Society «Gazprom» example)

т.В. Butova, M.H. Bulach, V.I. Tsybulskaja, Russian Federation Government Financial University

In article the American and Japanese national models comparison is presented. Feature of article is the search of the basic lines, characteristics for Russian man-agement. National model of management formation is surveyed on example of company «Gazprom» administrative structure.

Russian Federation oil sector government programs development. A shelf zoneO.V. Panin, A.A. Morozova, S. Ramirez, Russian Federa-tion Government Financial University In article the problem of Russian Federation Arctic zone development is sur-veyed. The theme urgency proves to be true that now development of coastal shelves draws attention of all world community. In article the features and the prospects of Russian Federation Arctic zone, and also the government programs referred on working out and development of region are surveyed.

Инжиниринговая нефтегазовая компания —Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов топливно-энергетического комплекса (ОАО ВНИИСТ)

Энциклопедия трубопроводного строительства[ ]

в 2008 году была выпущена уникальная книга «вниист: 60 лет на службе тЭк». Эта книга — летопись трубопроводной отрасли: научно-технические открытия, важные события, люди и судьбы.

Книга рассказывает об истории становления единой отечественной системы трубопроводного транспорта; о руководителях, ученых, исследователях, конструкторах и инженерах ВНИИСТа, которые формировали научнотехническую и нормативную базы отрасли, проектировали объекты нефтегазового комплекса и создавали трубопроводную инфраструктуру страны.

Книга написана на основании архивных материалов ВНИИСТа и личных архивов сотрудников; документальных источников, воспоминаний ветеранов и сотрудников института, принимавших участие в подготовке данного издания. Многие документы и иллюстрации, представленные в книге, публиковались впервые.

В книге отражены главные достижения института и события, происходившие во ВНИИСТе на протяжении шести последних десятилетий. Представлено много справочной информации; впервые составлен полный список отечественных трубопроводов. В этой необыкновенной книге содержится огромный пласт исторической информации и новейшей истории, это своеобразная «энциклопедия», уникальный источник справочной информации для специалистов и исследователей трубопроводной отрасли. Материал подан творчес ки: книгу украшают

современный стиль и креативный дизайн.

Эта книга будет интересна широкому кругу специалистов нефтегазовой отрасли

КонтаКты:

Рекламно-издательский отдел ОАО ВНИИСТ105187, Москва,Окружной проезд, 19Тел./Факс: (495) 225-13-67*

по вопросам приобретения

Книги «вниист: 60 лет

на службе тЭК»

обращайтесь в реКламно-

издательсКий отдел

оао вниист.

Стоимость одного экземпляра — 4330 руб.

Documents

трубопроводный транспорт · 2012. 9. 21. · 01 трубопроводный [теория и практика] транспорт Журнал о передовых