archive-ru.com » RU » O » OOOMZM.RU

Total: 79

Choose link from "Titles, links and description words view":

Or switch to "Titles and links view".
  • Использование датчиков для повышения эффективности производства
    может потенциально привести к адекватному повышению производительности установки повысить качественные показатели целевого продукта обеспечить более высокий уровень безопасности установки и в целом оказать существенное влияние на конечный результат Вероятно нигде это не проявляется так наглядно как в случае с мониторингом коррозии В мировом масштабе борьба с коррозией обходится для отраслей связанных с управлением технологическими процессами в 50 миллиардов долларов США ежегодно бóльшая часть этой суммы приходится на производственные потери и расходы связанные с выполнением обязательств по соблюдению требований в отношении безопасности охраны здоровья людей и окружающей среды а также требований законодательства Последствия от воздействия коррозии трудно недооценить взять хотя бы разлив нефти который произошёл в 2006 году на крупном нефтяном месторождении Прудхоу Бэй на Северном склоне Аляски Тогда объём разлившейся нефти составил 67000 галлонов Концерн BP потратил 100 миллионов долларов на замену участка трубопровода подвергшегося коррозии а кроме того вынужден был остановить работы на месторождении на шесть недель и заплатить штраф в размере 20 миллионов долларов В то же время опрос проводившийся среди предприятий химической промышленности в 2004 году подтвердил что коррозия является несомненно наиболее распространённой причиной выхода из строя технологических установок этот фактор был отмечен в более чем половине случаев И так происходило на протяжении более двух последних десятилетий Это обстоятельство имеет принципиальное значение поскольку все эти годы промышленность опиралась на анализ данных полученных путём ультразвукового контроля деталей оборудования измерения электрического сопротивления с помощью контактных измерительных элементов и в подавляющем большинстве случаев определения потери массы с использованием образцов материала Все эти методы опираются на показания которые снимаются в течение относительно длительного периода времени и не могут дать точную картину отражающую те пиковые значения которыми бывает отмечена скорость коррозии Также они позволяют лишь собрать запоздалую историческую по сути информацию в отношении коррозии что может оказаться абсолютно бесполезным принимая во внимание те изменения режима подачи сырья технологических параметров и границ регулирования которые наблюдаются в современных установках Кроме того поскольку эти методы основываются на измерении коррозии уже после того как она стала фактом постепенно инженеры стали рассматривать эту проблему как оптимально решаемую с помощью ремонта регулярного технического обслуживания и замены поврежденных частей Таким образом затраты на борьбу с коррозией слишком часто воспринимались как неизбежные издержки для обеспечения безопасной работы предприятия Однако современная технология основанная на использовании сенсорных датчиков может сократить издержки связанные с коррозией как минимум на 20 за счёт отказа от сбора показаний в их исторической перспективе и перехода к мониторингу коррозии в режиме реального времени Это позволяет производителям получать актуальные данные о коррозии в режиме online и даже с помощью датчиков SmartCET рис 1 измерять точечную коррозию которая в 70 90 случаев является причиной выхода оборудования из строя Рис 1 Устройство контроля коррозии SmartCET Smart Corrosion Evaluation Technology Включение измерения коррозии в общую систему контроля и управления позволит взглянуть на проблему с точки зрения условий эксплуатации что поможет лучше понять и обнаружить уже на ранней стадии технологические аспекты которые вызывают всплески коррозии Это также освободит персонал от необходимости вести сбор данных и их анализ вручную Но самое важное заключается в том что поступление информации в режиме реального времени дает возможность

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/49/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive


  • Исследование процесса разделения метан-пропановых смесей газогидратным методом с использованием уникальной установки
    стали и имеющая на торцах смотровые окна из толстостенного стекла Ячейка рассчитана на давление 30 МПа В установке предусмотрен механизм задающий маятниковое движение ячейки для реализации процесса перемешивания исследуемой среды Диапазон регулирования температуры находится в пределах 10 200С с точностью поддержания 0 10С Основным преимуществом при работе с установкой является возможность ее полностью автоматической работы после запуска научного эксперимента за счет того что управление работой данной установки включая сбор экспериментальных данных осуществляется посредством персонального компьютера с использованием уникального программного обеспечения и заданной программы проведения эксперимента Рис 2 Схема экспериментальной установки Методически эксперимент проводился следующим образом В отвакуумированную ячейку при комнатной температуре производилась заливка воды в количестве 0 5 объема ячейки Затем в ячейке готовили газовую смесь путем поочередной подачи газов Сначала подавался газ с меньшей концентрацией в газовой смеси пропан затем подавался метан Таким образом готовилась смесь 95 метана 5 пропана Следует отметить что указанный состав не является точным так как количество пропана и метана поданных в ячейку контролировалась по датчику давления После этого на несколько минут включалось перемешивание с целью гомогенизации состава газовой фазы в ячейке Далее определяли точный состав исходной газовой смеси с помощью отбора пробы которую затем анализировали на хроматографе Затем включался холодильник и температура опускалась до 30С Через 30 минут после достижения заданной температуры запускался процесс перемешивания Началом опыта считался момент включения холодильника а окончание отсутствие заметного падения давления внутри ячейки на протяжении 1 часа После прекращения процесса гидратообразования из газовой фазы отбиралась проба которую затем анализировали на хроматографе Во время опыта проводилась видеосъемка поведения исследуемой смеси и хронологическая запись РТ параметров внутри ячейки В результате проведенных исследований были получены зависимости давления в ячейке от времени и определены точные составы исходных газовых смесей и газовых смесей образующихся после протекания процесса гидратообразования На четырех верхних кривых зависимостей давления от времени можно выделить несколько участков Первый участок от 0 до 270 300 минут на котором происходит падение давления за счет уменьшения температуры внутри ячейки с комнатной до температуры эксперимента 30С На втором участке от 270 300 до 300 330 минут происходит замедление и практически полное прекращение падения давления из за достижения 30С внутри ячейки Следует отметить что видимые кристаллы гидрата метана пропана при данных условиях эксперимента начинают появляться уже в конце первого участка однако после того как гидратная пленка полностью покрывает поверхность раздела фаз образование газогидрата практически не происходит из за затруднения диффузии газа к поверхности воды Основная часть гидрата метана пропана образуется только на третьем участке от 330 минут до конца эксперимента после включения перемешивания Поэтому на третьем участке давление падает за счет перехода метана и пропана из газовой фазы в гидратную Рис 3 Кривые зависимости давления от времени и данные по составу газовой фазы в экспериментах со смесями 95 метана 5 пропана Состав газовой фазы выражен в объемных На двух нижних кривых зависимостей давления от времени имеются такие же участки от 0 до 270 минут на котором происходит падение давления за счет уменьшения температуры внутри ячейки с комнатной до температуры эксперимента 30С от 270 до 300 минут где происходит замедление и практически полное прекращение падения давления

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/50/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • Блочно-модульное оборудование для обустройства нефтегазовых месторождений
    предприятий к совместным проектам Идея опирается на дальновидную политику президента Республики Казахстан Н А Назарбаева проводимую в стране и поддерживающую машиностроителей республики Для выполнения столь масштабной задачи ОАО Нефтемаш совместно с АО КазНефтегазМаш разработали стратегию сотрудничества в ходе реализации этого проекта уже сделаны первые и очень успешные шаги Подписан долгосрочный договор на поставку запорной арматуры производства АО Казнефтегазмаш которая используется в Измерительных установках Мера в свою очередь АО Казнефтегазмаш выступает дилером ОАО Нефтемаш на территории Казахстана и недавно реализовала партию измерительных установок в Мангистаускую область В ближайшее время планируется обучение специалистов Казахстанских партнеров работе с трехфазными измерительными установками типа Мера для создания совместной сервисной компании по обслуживанию оборудования этого типа Акцент на эти установки делается на основе исследования рынка в Казахстане и пожеланий специалистов и персонала нефтяных компаний Предпочтение измерительным установкам Мера отдают все больше и больше Казахстанских нефтяных компаний из за надежности простоты в эксплуатации высокой точности измерений и соответствия всем требованиям и стандартам этих новейших установок Измерительные установки производства ОАО Нефтемаш сертифицированы в Казахстанском институте метрологии РГП КазИнМетр В этом году ОАО Нефтемаш выиграл большой и интересный проект в Казахстанско Корейской нефтедобывающей компании ТОО Фирма Ада Ойл на изготовление шефмонтаж и пуско наладку Установки подготовки нефти В августе месяце все оборудование было поставлено и отгружено в адрес получателя Отгрузка была произведена досрочно приемка на заводе произведена без существенных замечаний Напомним что аналогичный проект поставлен на месторождение Айранколь где установка работает с большей мощностью чем заявлено в паспортных данных но с соответствующим стандартам качества получаемой нефти Оборудование производства ОАО Нефтемаш работает во всех нефтедобывающих регионах Казахстана и крупнейших нефтедобывающих предприятиях КазМунайГаз включая филиалы ПФ Озеньмунайгаз и ПФ Эмбамунайгаз ТОО Казахойл Актобе Бузачи оперейтинг Лтд ТОО Жаикмунай АО Каспий Нефть АО Каспий нефть ТМЕ АО КазГерМунай и др Ежегодно увеличивая объем реализации В сентябре месяце ОАО Нефтемаш планирует отгрузить насосную

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/51/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • PROTEGOL UR-COATING 32-55:Cовременная и эффективная система защиты от коррозии трубопроводов, сварных стыков, крановых узлов, фасонных соединительных деталей, обвязки компрессорных и насосных станций, резервуаров, в т.ч. в заводских и полевых условиях
    покрытия температурные пределы при эксплуатации покрытия без одновременных механических нагрузок от 30 C до 80 C до 110 C на короткие периоды контроль качества покрытия возможно производить через 10 минут после нанесения материала измерение толщины покрытия через 30 минут контроль диэлектрической сплошности скорость полимеризации нанесённого покрытия позволяет проводить изоляционные работы локально в зимних условиях если температура покрываемой поверхности а также поддерживаемая в укрытии температура воздуха больше или равна 10 С Точка росы при этом должна быть минимум на 3 С ниже температуры воздуха При температуре поверхности в момент нанесения покрытия 90 C покрытие изделия штабелируемы менее чем через 1 минуту подготовка поверхности перед нанесением покрытия стандартная очистка поверхности изделий до степени очистки Sa 2 1 2 по ISO 8501 1 степень 2 по ГОСТ 9 402 и шероховатости Rz от 40 до 100 мкм Интенсивное практическое применение антикоррозионных материалов Protegol UR Coating 32 55 на объектах мировой нефтегазовой промышленности обусловлено высокой эффективностью всех способов нанесения покрытия спомощью линейной автоматической установки горячего безвоздушного распыления под контролем обслуживающего персонала удаление старой изоляции с помощью системы гидроочистки подготовка поверхности с помощью осциллирующей системы абразивной обработки Нанесение покрытия комплекс Incal peline Rehabilitation Нанесение покрытий возможно на линейные участки трубопроводов диаметров от 720 мм до 1420 мм в условиях рельефа местности с уклоном до 20 11 3 Работы по ремонту трубопроводов могут проводиться как на бровке траншеи с выемкой трубопровода так и в траншее без выемки трубопровода в том числе действующего при расстоянии от дна трубы до дна траншеи не менее 600 мм для прохождения комплекса В сложных климатических условиях дождь ветер с песком мороз над установкой следует установить укрытие при необходимости отапливаемое С помощью полуавтоматической установки Технология Bellhole предполагает полный комплекс очистных подготовительных работ и облегчённую полуавтоматическую съёмную установку нанесения антикоррозионного материала Полуавтоматическая установка эффективна для изоляционных работ на коротких участках линейных трубопроводов при

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/52/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • Оптимизация размещения горизонтальных и вертикальных скважин при разработке залежей сверхнефтей татарстана
    Канаде и Венесуэле Основное преимущество ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора увеличить производительность ускорить добычу и сократить конусное обводнение Несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией использование горизонтальных технологий для разработки месторождений тяжелой нефти является высокоэффективным мероприятием При разработке залежей с тяжелой нефтью или залежей имеющих низкую подвижность горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка Использование данной технологии повышает эффективность закачки пара увеличивается объем пара закачиваемого в пласт что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и соответственно к увеличению площади дренирования скважины С 2006 года ОАО Татнефть начало опытно промышленные работы на Ашальчинском месторождении высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин В эксплуатации находятся три пары ГС с выходом на поверхность рис 1 Опробованная конструкция двухустьевых скважин Рис 1 Расположение скважин с выходом на поверхность при парогравитационном дренаже позволяет регулировать в широких пределах формирование паровой камеры и продвижение фронта прогрева к добывающей скважине что дает возможность эффективно разрабатывать месторождения высоковязких нефтей со сложными геолого физическими условиями Разработана методика контроля режимов работы скважин на основании мониторинга температуры по стволу добывающей скважины с помощью оптоволоконного кабеля и минерализации добываемой жидкости Суммарный дебит по сверхвязкой нефти достиг 50 тонн сутки при паронефтяном отношении около 4 м3 тонну За 2008 год способом парогравитационного дренирования добыто 12 тыс тонн сверхвязкой нефти а с начала опытно промышленной разработки опытного участка более 24 тыс тонн В 2009 году на Ашальчинском месторождении начато бурение четвертой пары без выхода на поверхность с использованием буровой установки с наклонной мачтой Механизм добычи Ашальчинской высоковязкой нефти с помощью парогравитационного дренирования представлен на рис 2 и заключается в расширении паровой зоны вверх и вбок из за низкой плотности пара Рис 2 Механизм процесса парогравитационного дренирования На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла нефти а прогретый битум вытесняется под действием веса и сконденсировавшимся паром по направлению сверху вниз то есть на производительность горизонтальной скважины действуют два фактора гравитационный дренаж и вытеснение под давлением Нефть и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной При протекании процесса дренирования обратный поток в порах приводит к образованию стабильной 3 фазной системы Приток нефти интенсифицируется эффектом поверхностного натяжения на тонкопленочной поверхности который эффективно способствует фильтрации Для поддержания гравитационного потока необходимо обеспечить полную связь фаз и поддерживать высокое давление рис 3 Рис 3 Процессы в порах при парогравитационном дренаже Проведенные исследования на модели залежи Ашальчинского поднятия с помощью термогидродинамического симулятора STARS компании CMG Канада показали на снижение технологических показателей эксплуатации парных горизонтальных скважин с уменьшением нефтенасыщенной толщины в связи с ростом тепловых потерь в кровлю продуктивного пласта Границей размещения парных скважин рекомендована эффективная нефтенасыщенная толщина песчаника 15 м Также с помощью стимулятора STARS обосновано расстояние между горизонтальными стволами скважин равное 5 м При расстоянии 5 м обеспечиваются наименьший расход пара на добычу одной тонны нефти и большая степень нефтеизвлечения Результаты опытно промышленных работ подтвердили правильность выбранного расстояния между скважинами При классической схеме парного расположения горизонтальных скважин в нижней части пласта остаются участки

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/53/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • Повышение эффективности капитального ремонта газопроводов ООО «Газпром трансгаз Саратов»
    выполнен последний этап выборочного капитального ремонта по результатам ВТД и восстановлено проектное давление на участке газопровода Оренбург Новопсков протяженностью 41 км Кроме того в период 2004 2008 гг методом выборочного капитального ремонта по результатам ВТД ликвидированы опасные дефекты на участках газопроводов общей протяженностью 235 км Учитывая тот факт что готовность к проведению ВТД газопроводов ООО Югтрансгаз составляла около 30 в течение 2004 2007 гг с использованием мобильных временных камер было обследовано в общей сложности 383 км газопроводов на семи участках Однако несмотря на довольно высокую эффективность данного метода ремонта после устранения наиболее опасных дефектов и восстановления проектных давлений магистральных газопроводов особое внимание уделяется ремонту выполняемому методом переизоляции рис 5 На сегодняшний день переизоляция газопроводов наиболее эффективное средство восстановления надежности линейной части что в будущем практически гарантирует отсутствие коррозионных дефектов Принятая Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО Газпром на 2004 2010 гг является неотъемлемой частью концепции ремонта линейной части магистральных газопроводов и обеспечения надежности объектов транспорта газа Эффективность ремонта методом переизоляции во многом определяется качеством отбраковки поврежденных труб и дефектов СМР На основании Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов Р Газпром при выполнении отбраковки используются различные методы неразрушающего контроля в том числе сканеры дефектоскопы позволяющие производить полноохватный контроль тела трубы рис 6 В 2008 г при проведении переизоляции газопровода Оренбург Западная граница впервые был использован сканер дефектоскоп ДНС 1400 производства ЗАО Газприборавтоматика сервис Суть новой технологии диагностики дефектов трубы заключается в использовании магнитно сканирующего самоходного дефектоскопа перемещающегося по трубе со скоростью 1 м мин с одновременным формированием отчета на портативный компьютер Рис 6 Отбраковка с использованием сканера дефектоскопа ДНС 1400 Преимуществом диагностики с использованием сканеров дефектоскопов ДНС различных типоразмеров по отношению к базовой технологии обследования является возможность работы дефектоскопов через слой изоляции выявление дефектов по всей площади трубы с необходимой скоростью и одновременным автоматизированным составлением отчета После прохождения сканера дефектоскопа выполнялся дополнительный неразрушающий контроль методами ВИК УЗК вихретоковым магнитопорошковым и др Применение такой технологии отбраковки позволило существенно сократить время проведения работ повысить достоверность результатов отбраковки и исключить возможность пропуска дефектов что особенно важно на трубах большого диаметра Таким образом стало возможным проведение капитального ремонта МГ Оренбург Западная граница в предельно сжатые сроки установленные ЦПДД Рис 7 Опытный образец установки УСНТ 1 В среднем скорость движения диагностического комплекса составляла 250 300 м что соизмеримо с суточной нормой переизоляции комплексами для нанесения мастичного покрытия Транскоргаз При этом средняя норма отбракованных труб не превысила 20 от общей протяженности переизолированного участка Статистика отбраковки представлена в таблице Однако статистика отбракованных аномальных кольцевых швов менее оптимистична Количество вырезанных кольцевых швов на отдельных участках превысило 50 При этом в ПСД СМР по вырезке аномальных швов не учитывались В то же время при планировании подготовке ТЭО капитального ремонта были использованы временные нормы стоимости работ по переизоляции с учетом 20 отбраковки труб В настоящий момент стоимость СМР одного сварного кольцевого шва для газопровода Ду 1420 мм составляет около 150 тыс руб В результате общая стоимость работ по капитальному ремонту МГ Оренбург Западная граница значительно превысила запланированные цифры что потребовало привлечения

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/54/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • Модули расширенной диагностики FieldConnex повышают коэффициент готовности производственного оборудования
    работает ли сегмент правильно или существуют проблемы на нижнем уровне Информация о возможных аварийных ситуациях отображается в виде открытого текста рис 1 Кроме того отчёт сформированный для каждого сегмента может быть экспортирован в различные форматы данных для последующего анализа рис 2 Вcё это сокращает время пусконаладочных работ и поиска любых возможных дефектов Выгода для заказчика от применения модуля расширенной диагностики становится очевидной когда выясняется что проверка сегмента с 16 рабочими станциями занимает около 6 минут включая полную проверку определение предупредительных уровней аварийной сигнализации загрузку в диагностический модуль и формирование отчёта Какое время реально потребуется для контроля 16 измерительных цепей методом обратной передачи с применением токового сигнала 4 20 мА Наверняка в десятки раз больше Таким образом время ввода в эксплуатацию действительно существенно сокращается Этот вывод однозначно подтверждает таблица в которой приведены данные по капитальным и эксплуатационным затратам для системы состоящей из 1200 устройств установленных непосредственно по месту нахождения оборудования Таблица отображает потребность в человеко днях для традиционного токового интерфейса 4 20 мА промышленной сети без применения модуля диагностики промышленной сети с применением модуля расширенной диагностики физического уровня и показывает существенное снижение затрат от первого случая к последнему Таблица Сравнение затрат в человеко днях на монтаж ввод в эксплуатацию и эксплуатацию систем выполненных с применением различных интерфейсов Тип интерфейса Стандартный Промышленная сеть Унифицированный токовый сигнал 4 20 мА Без применения модуля расширенной диагностики С применением модуля расширенной диагностики Затраты на монтаж и ввод в эксплуатацию 46 5 21 5 1 6 Затраты на эксплуатацию техническое обслуживание 37 5 21 5 1 6 Рис 1 При использовании модуля расширенной диагностики качество физического уровня промышленной сети можно оценить беглым взглядом на отображаемую информацию Рис 2 Отображение текущих и архивных аварийных сообщений в формате листинга с текстовыми указаниями потенциальных причин отказов и способов их устранения Диагностика на этапе эксплуатации Если в процессе эксплуатации нарушен предупредительный уровень инициируется аварийный сигнал Требуется техническое обслуживание Для пользователя это означает следующее сегмент по прежнему функционирует произошли отклонения от штатного режима работы текущие значения характеристик по прежнему находятся в пределах установленных техническими требованиями Получив это сообщение пользователь может решать нуждается ли данная проблема в немедленном разрешении или она может быть устранена в течение нескольких последующих дней или её можно оставить до плановой остановки оборудования С помощью Diagnostic Manager пользователь получает информацию о типе отказа и его возможной причине Кроме того в процессе эксплуатации может быть проверена устойчивость связи Модуль расширенной диагностики выявляет следующие факты которые могут указать на проблемы физического уровня сети как часто конкретное устройство исключается из циклической связи как много сообщений конкретное устройство потеряло какова причина потери связи Поиск неисправностей и анализ тренда В отдельных сложных случаях начинает действовать встроенный осциллограф для промышленной сети Особым свойством этого осциллографа является то что он встроен в программное обеспечение и может быть запущен событиями промышленной сети то есть специальными сообщениями или ошибками Кроме того модули реализуют функцию архива посредством которой могут быть обнаружены медленно развивающиеся изменения Это позволяет например на основе архивных данных ещё до плановой остановки оборудования принять решение в отношении того нуждается ли сегмент в обслуживании и если

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/55/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive

  • Как развитие добычи сланцевого газа может повлиять на глобальный энергетический рынок?
    оценке запасы сланцевого газа составляют половину от разрабатываемых запасов континентального газа в Европе При этом по верхней оценке эти запасы сопоставимы с запасами традиционного газа на добывающих месторождениях и составляют половину всех разведанных и неразрабатываемых запасов нетрадиционного газа Масштабность залежей может оказаться достаточной для того чтобы Европа попыталась воспроизвести американский опыт Следует отметить что многие страны и международные ассоциации инициировали дополнительные исследования но они пока не завершены По некоторым оценкам потенциал добычи нетрадиционного газа в Европе к 2030 году может быть сопоставим с сегодняшним объемом добычи Нидерландов Другой вопрос есть ли у Европы необходимые навыки мощности нефтесервисных компаний позволит ли им это экологическое законодательство В сложившейся ситуации России в любом случае стоит задуматься о том как максимизировать прибыль от экспорта газа в Европу Один путь изменить механизмы ценообразования на газ отвязав формулу от цены на нефтепродукты при этом вероятнее всего удастся сохранить объемы поставок на европейский рынок Другой путь сохранить формулу ценообразования при этом с большой вероятностью придется сократить объемы Для выбора решения необходим серьезный анализ построенный на сценариях развития рынка и действий других игроков Анатолий Дмитриевский институт проблем нефти и газа Анатолий Дмитриевский Добыча сланцевого газа в настоящее время ведется только в США и Канаде При этом наиболее хорошо изучены бассейны сланцевого газа в США где в 2009 году было добыто порядка 67 млрд кубометров этого газа И ежегодный прирост добычи оценивается в 5 3 В Европе в настоящее время ведется поиск месторождений сланцевого газа Самая масштабная работа идет в Польше где этим занимаются такие транснациональные компании как Exxon Mobil Marathon Ведутся работы во Франции Германии Швеции и Австрии Но пока о перспективах добычи этого газа в Европе говорить сложно Между тем США уже заявляют о том что в перспективе собственная добыча сланцевого газа позволит снизить импорт сжиженного природного газа СПГ По прогнозам США к 2030 году импорт СПГ может снизиться на 30 40 Но даже учитывая эти прогнозы по нашим оценкам российский газ все равно найдет место на американском рынке так как США заинтересованы в снижении зависимости от поставок СПГ прежде всего из стран Ближнего и Среднего Востока По оценкам себестоимость добычи сланцевого газа достаточно высока она составляет порядка 100 150 долл за тысячу кубометров Это в несколько раз выше себестоимости добычи газа из традиционных коллекторов Себестоимость добычи газа на Ямале будет ниже порядка 42 долл за тысячу кубометров но в данном случае потребуются значительные затраты на транспортировку Таким образом себестоимость добычи сланцевого газа приемлема для его использования только недалеко от мест добычи при транспортировке даже на небольшие расстояния он уже будет неконкурентоспособен Вместе с тем такой феномен как сланцевый газ безусловно нужно внимательно изучать учитывать при формировании экспортной политики Ведь впервые газ который относится к нетрадиционным источникам стал вытеснять традиционный газ в данном случае СПГ Николай Иванов институт энергетики и финансов Николай Иванов Экономика добычи сланцевого газа отличается от добычи традиционного газа Так горизонтальная скважина пробуренная в сланцевых пластах значительно быстрее дает приток газа чем традиционная газовая скважина При этом дебиты на начальных этапах могут быть достаточно существенными Однако они быстро падают и для поддержания добычи необходимо

    Original URL path: http://www.ooomzm.ru/articles/56/ (2016-02-17)
    Open archived version from archive



  •