CC BY
293
62
связан с освоением инвестиций. Результативность внедрения инноваций оценивается с помощью показателей эффективности авансированных затрат (инвестиций), о чем уже говорилось ранее.
Последствия внедрения инноваций могут быть оценены на перспективу с определенной долей вероятности на основе применения различных методов прогнозирования.
Прогнозирование - это способ научного предвидения, в котором используется как накопленный в прошлом опыт, так и текущие допущения насчет будущего с целью его определения.
Результатом является прогноз, т.е. научно обоснованное суждение о возможных состояниях объекта внедрения инновации в будущем, об альтернативных путях и сроках его существования.
Принципиальная возможность прогнозирования последствий внедрения инноваций основывается на закономерном (детерминированном) характере изменения различных показателей и на инерционности технико-экономических процессов [9].
Инерционность в развитии хозяйственных структур, в которых внедряются инновации, проявляется двояким образом: как инерционность взаимосвязей, т.е. как сохранение в основных чертах механизма формирования явления (инерционность первого рода); как инерционность в развитии отдельных сторон процессов, т.е. как некоторая степень сохранения их характера (темпов, направления, колеблемости основных количественных показателей) на протяжении сравнительно длинных хронологических отрезков (инерционность второго рода).
Степень инерционности зависит от такого фактора, как размер или масштаб изучаемой хозяйственной структуры или процесса. Например, если рассматривать отраслевую производственную систему, то чем ниже уровень в иерархии "промысел - месторождения - предприятие -акционерное общество - нефтяная компания -отрасль", тем менее инерционными оказываются соответствующие характеристики.
Последнее обстоятельство можно объяснить тем, что влияние отдельного фактора (например, внедрение инноваций) на низовом уровне часто оказывается доминирующим. На макроуровне показатели более устойчивы, поскольку на их значение оказывает воздействие уже гораздо большее число факторов. Изменение дей-
ствия ряда из них (иногда оказывающих противоположное влияние) приводит к меньшей потере инерционности, чем на микроуровне.
Опыт свидетельствует о том, что чем "моложе" изучаемая система (хозяйственная структура, экономическое явление, процесс) и, соответственно, чем меньше имелось времени для формирования более или менееустойчивых взаимосвязей и основныхтенденций в ее развитии, тем меньшей инерционностью она обладает.
Наличие инерционности не означает, что экономическая система в своем развитии будет жестко следовать уже наметившейся тенденции. Различные факторы будут в большей или меньшей степени воздействовать на систему, приводя к отклонениям от тенденции.
Экономические системы, в которых предполагается внедрение инноваций, таким образом, обладают различной степенью инерционности. Это означает, что при прогнозировании последствий внедрения инноваций обязательно должна быть учтена специфика объекта прогнозирования, т. к. от этого будет зависеть выбор метода прогнозирования.
Литература:
1. Андреев А.Ф., Брилон А.В., Комзолов А.А. Статистический метод оценки риска инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности // Экономика и управление нефтегазовой промышленностью. - 2007. - № 11-12. - С. 14-17.
2. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Иванов А.В., Кудинов Ю.С., Пономарев В.А., Саркисов А.С. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. -341 с.
3. Андронова И.В. Формирование информационной базы для прогнозирования результатов деятельности нефтегазодобывающих структур. - В кн.: Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки. - М., 2008.
4. Бахитов Р.Р., Коробейников Н.Ю. Принятие решения о выборе инвестиционного проекта // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 1. -С. 34-35.
5. Бодди Д., Пэйтон Р. Основы менеджмента // пер. с англ. - СПб.: Питер, 2009.-816 с.
6. Бушуев В.В., Соловьянов А. А., Журавлев В.Г., Чернегов Ю.А. Мониторинг и проектирование эффективных технологий топливно-энергетического комплекса. - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - 60 с.
7. Гольдштейн Г.Я. Инновационный менеджмент. - Таганрог: ТЭТУ, 2008.
8. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Винницкий М.М. Методология и практика управления инновационной деятельностью (на примере нефтедобывающей промышленности). - М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009.
9. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Винницкий М.М. Роль инновационных процессов в стабилизации нефтяной промышленности России // Нефть, газ и бизнес. - 2008. - №2.
10. Донцова Ш. Инновационная деятельность: состояние, необходимость государственной поддержки, налоговое стимулирование // Менеджмент в России и за рубежом. - 2008. - №3.
INNOVATIVE ACTIVITY IN SYSTEM OF THE MAIN PIPELINE TRANSPORT Kornienko Evgenia Sergeevna, Student, Faculty of Economics and Finance E-mail: e.korniencko2011 @yandex.ru
Senyugina Irina Alekseevna, PhD of Economics, Associate Professor E-mail: lut@ncstu.ru
Chair of Economics and Management, North-Caucasian Federal University, Stavropol
The article deals with the functioning of the existing system of pipelines. Obsolete, heterogeneous hardware, reducing system reliability and increases maintenance costs and repairs. The question arises whether conversion of existing pipelines in order to improve their effectiveness.
Keywords: network of pipelines; very long lines; long-term modernization; modern innovative technologies.
ИННОВАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ В СИСТЕМЕ УДК338.47
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Статья посвящена проблеме функционирования существующей системы магистральных трубопроводов. Устаревшее, разнотипное оборудование снижает надежность системы, увеличивает затраты на техническое обслуживание и ремонт. Встает вопрос о целесообразности переустройства имеющихся газопроводов с целью повышения их эффективности.
Ключевые слова: сеть магистральных трубопроводов; сверхдальние магистрали; долгосрочная модернизация; современные инновационные технологии.
© Корниенко Е.С., 2012 © Сенюгина И.А., 2012
Экономическое могущество России во многом зависит от состояния топливно-энергетического комплекса. Развитая сеть магистраль-ныхтрубопроводов (МТ) позволяет маневрировать энергоресурсами, оперативно и бесперебойно поставлять их на предприятия нашей страны и за рубеж. Можно констатировать, что в России сложилась уникальная трубопроводная технологическая система, вносящая свою лепту в развитие экономики.
Создание широкой сети магистральныхтрубопроводов позволило более эффективно перемещать природный газ, нефть и нефтепродукты на большие расстояния без промежуточных процессов их перегрузки.
Основной целью статьи является анализ современного состояния магистрального трубопроводного транспорта в России.
Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации.
Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.
Трубопроводный транспорт активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает: а) перекачкудобытыхи переработанных энергоресурсов; б) выполняет роль распределительной системы комплекса; в) транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья [1].
Трубопровод - это магистраль из стальных труб диаметром до 1500 мм. Укладывают на глубину до 2,5 метров. Нефтепроводы оснащены оборудованием для обезвоживания и дегазации нефти, оборудованием для подогрева вязких сортов нефти. На газопроводах - установки для осушения газа, для одоризации (придание газу резкого запаха) и распределительные станции. Для поддержания необходимого давления устанавливают специальные перекачивающие станции. В начале магистрали - головные, затем через каждые 100-150 км - промежуточные.
Преимущества трубопроводного транспорта: а) возможность повсеместной укладки трубопровода; b) низкая себестоимость транспортировки; с) сохранность качества благодаря полной герметизации трубы; d) меньшая материало- и капиталоёмкость; е) полная автома-
КОРНИЕНКО
Евгения Сергеевна,
студентка, факультет Экономики и финансов,
e.korniencko2011@yandex.ru
63
СЕНЮГИНА Ирина Алексеевна,
кандидат
экономический наук,
доцент
lut@ncstu.ru
кафедра Экономики
и управления,
Северо-Кавказский
федеральный
университет,
Ставрополь
KANT № 3(6), декабрЬ 2012
* Инновации
тизация операций по наливу, перекачки, транспортировки и сливу; f) малочисленность персонала; непрерывность процесса перекачки; g) отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду.
Главным недостатком является его узкая специализация, также для рационального использования требуется мощный устойчивый поток перекачиваемого груза [2].
Дальнейшее развитие магистрального трубопроводного транспорта России будет обеспечиваться сооружением сверхдальних магистралей нового поколения с высоким уровнем безопасности, надежности и эффективности, достигаемых, в том числе, за счет снижения собственного энергопотребления и использования высокого давления.
В ближайшее время будут строиться магистральные трубопроводы диаметром 1020-1420 мм на давление: сухопутные газопроводы -10-12 МПа; сухопутные нефтепроводы -10-14 МПа; морские газопроводы - до 20-22 МПа.
Планировалась долгосрочная модернизация и создание средств механизации для трубопроводного строительства. Крупное специализированное конструкторское бюро "Газстройма-шина" создавало новые образцы техники. Действовали единые правила испытания опытных образцов. До серийного производства их доводили на общемашиностроительныхзаво-дах и специализированных предприятиях по выпуску техники для сооружения трубопроводов. Такая практика в силу изменения сегодня потеряна.
Комплектование средств механизации производится под конкретные проекты. Недостающие по требуемым техническим параметрам машины и механизмы приобретаются за рубежом. Однако, как показала практика, даже в широком арсенале зарубежной техники не всегда возможно найти специальные строительные машины, удовлетворяющие требованиям эффективного производства работ на многолетнемерзлых грунтах, в заболоченной тундре и горных районах.
Нормативные сроки эксплуатации линейной части, резервуаров, нефтеперекачивающих станций, оборудования на ряде участков магистральных нефтепроводов уже истекла. Значительное их число следует оснастить современными системами автоматики, телемеханики и электроснабжения, а для этого нужны существенные финансовые вложения.
Сегодня в эксплуатации все еще находится оборудование, изготовленное в разные годы, разными заводами и по различной технической документации.Что и неудивительно,поскольку существующая система магистральных нефтепроводов создавалась на протяжении десятков лет и в единую схему оказались сведены технические средства разных поколений. Устаревшее, разнотипное оборудование одного и того
же функционального назначения снижает надежность системы, увеличивает трудовые и финансовые затраты на техническое обслуживание и ремонт.
Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что при нормативном сроке службы, составляющем, например, для насосного оборудования девять лет, а для электросилового - восемнадцать, фактические сроки эксплуатации оборудования некоторых НПС достигают 25-30 лет [3].
Далеко от идеала и состояние резервуарного парка: срок службы 60% объектов превышает нормативный. Необходимо провести широкомасштабные ремонтные работы по устранению дефектов, ограничивающих уровень полезной емкости резервуаров, увеличить темпы их ремонта и реконструкции.
Постоянный мониторинг технического состояния нефтепроводов с помощью внутритрубного диагностического обследования действующих магистралей показывает, что ежегодно необходимо проводить диагностирование более 16 тыс. км нефтепроводов. При существующем сегодня уровне финансирования удается про-диагностировать только 11 тыс. км.
Существующая система магистральныхтру-бопроводов формировалась более 50 лет, в связи с этим остро встает вопрос о целесообразности переустройства имеющихся газопроводов с целью повышения их эффективности. В настоящее время обнаружено множество не выявленных ранее дефектов труб из-за старения и дефектов сварных швов, о чем говорят результаты обследований, проведенных с помощью магнитного снаряда МП и ультразвукового снаряда Сй. Только в шесть раз, увеличив объемы ремонтных работ, можно своевременно их устранить.
Для обеспечения надежной эксплуатации магистральных нефтепроводов и восстановления их проектных технических характеристик ежегодно должна производиться замена 1 580 км труб и 3 000 км изоляции. В 2000 году в результате капитального ремонта и реконструкции заменено 600 км труб и 820 км изоляционного покрытия. Данная ситуация, обусловленная недостаточным финансированием, чревата ростом вероятности отказов и аварий [4].
Предмет особого внимания - 657 подводных переходов магистральных нефтепроводов. Более 200 из них (общей протяженностью более 450 км) имеют возраст от 29 до 38 лет. При проектировании и строительстве переходов в 1960-1970 гг. такие факторы, как старение и воздействие русловых переформирований, учитывались слабо, что привело в настоящее время к нарушению герметичности трубопровода. В 2000 г. ЗАО "ПИРС" по договору с компанией провело анализ состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов. Первоочередного ремонта требуют 100 подводных переходов.
Следует сказать и еще об одной проблеме, возникшей в последние годы в системе магистральных нефтепроводов: ремонт и реконструкция нефтепроводов большого диаметра (1 0201 220 мм). Ремонтные работы на нефтепроводах такихдиаметров отличаются повышенной трудоемкостью и большими материальными затратами. Эти показатели в 2-2,5 раза превосходят таковые для диаметров нефтепроводов до 820 мм.
Если говорить о надежности нефтепроводов, то нельзя не отметить, что в значительной мере она предопределяется качеством изоляционных материалов и технологией их нанесения. Изоляционное покрытие более 29% магистральных нефтепроводов не соответствует нормативным требованиям.
Основной объем работ по телемеханизации линейной части был выполнен в 1976-1984 гг К 2000 г. протяженность линейной части нефтепроводов, оборудованных системами телемеханики, составила 71% (более 33 тыс. км. в однониточном исчислении). В этой ситуации невозможно перевести в режим телеуправления 2 705 линейныхзадвижек.
Требуется замена морально и физически устаревшей системы телемеханики.
Назрела необходимость серьезной реконструкции линий связи (РРЛС). Их общая протяженность составляет 41 535 км.Применяемые системы связи большей частью аналоговые, с каналообразующим оборудованием введены в эксплуатацию в 1960-1970 гг. Встречаются автоматические телефонные станции, чей возраст превышает 20 лет. Отработали свой нормативный срок и не отвечают современным техническим требованиям кабельные линии на напряжение от 0,4 до 10 кВт, не имеют электроснабжения 554 площадки запорной арматуры линейной части, из них 101 площадка секущих задвижек на подводных переходах. Для того чтобы в течение трех лет сети электроснабжения объектов магистральных нефтепроводов и электро-и химзащиты привести в состояние, отвечающее действующим нормативным документам, необходимо построить и реконструировать 9,8 тыс. км высоковольтных линий электропередачи, заменить не менее 870 км кабельных линий, ежегодно реконструировать не менее 34 зарядно-распределительных устройств [5].
Основной объем работ по внедрению современных инновационныхтехнологий, таких, как системы автоматики и телемеханики, осуществляется при комплексной реконструкции и техперевооружении комплексных объектов.
Кроме этого, особое внимание уделяется системам автоматики и телемеханики, обеспечивающим безопасность и надежность эксплуатации магистрального трубопроводного транспорта, таких, как системы автоматического пожаротушения, линейной телемеханики, обнаружения утечек.
В 2011 г. завершилась телемеханизация и оснащение системой обнаружения утечек МНПП № 43, расположенного на территории Украины.
В рамках гармонизации нормативно-техни- ГЧ ческой базы с ОАО "АК "Транснефть" в ОАО "АК "Транснефтепродукт" переработаны и вве- ^ дены документы, регламентирующие разработку, внедрение и эксплуатацию систем автоматики и телемеханики с учетом передовых технических средств.
Внедряемые автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) ориентированы на интеграцию с системами технологического управления верхнего уровня, таких как система диспетчерского контроля и управления.
Повышение надежности эксплуатации магистральных трубопроводов, связанное с увеличением точности оценки коррозионной опасности и долгосрочным (5-10 лет) прогнозированием его остаточного ресурса, неотделимо от объективной оценки фактического коррозионного состояния трубопровода на любой момент позволит эксплуатации. Создание мощ- K^1N ной диагностической осуществить развертывание информационных средств анализа данных и прогнозирования. Важный аспект этой работы связан с наличием принципиальной зависимо- 65
сти эффективной системы коррозийного мониторинга от информационной системы сбора и анализа данных (диагностических и эксплуатационных).
На повышение надежности и безопасности трубопроводных систем направлена и работа по формированию новых нормативныхдокументов в соответствии с законом "О техническом регулировании", которые гармонируют с зарубежными, что позволит использовать опыт иностран-ныхорганизаций.
Необходимо разработать специальную программу подготовки трубопроводов кдиагности-ке с учетом комплекса вопросов по проектированию, комплектации, финансированию и строительству [6].
ЗАО "Петроплазма" разработало инновационную технологию плазменной электродуговой очистки металлических поверхностей.
Сегодня в рамках программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ газового концерна специалисты оОо "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" и ЗАО "Петроплазма" разрабатывают опытный образец установки плазменной электродуговой очистки магистральных газопроводов в трассовых условиях. Для этих целей создается подвижная платформа для размещения рабочих плазменных модулей, магистралей электропитания, подачи рабочего газа к плазменным модулям, систем охлаждения и других узлов, а также механизм перемещения платформы по газопроводу.
Разрабатывается мобильный вариант источника питания и подбирается соответствующая
66
мобильная электростанция. В ближайшее время комплект оборудования для опытного образца установки будет проходить лабораторные и полевые испытания.
Проводить ремонтные работы при помощи новой технологии будут следующим образом: к месту ремонта магистрального трубопровода плазменное оборудование, электростанцию, источник питания электродугового модульного кластера и вспомогательное оборудование будут доставлять на транспорте высокой проходимости. Затем плазменный электродуговой кластер разместят на магистральном трубопроводе, подключат к нему энергоносители и пульт дистанционного управления. С помощью собственного механизма движения кластер будет перемещаться вдоль трубопровода по мере его очистки. После завершения работ кластер и остальное оборудование снимут струбопрово-да и переместят к новому месту деятельности.
Согласно проведенным исследованиям, стоимость ремонта магистральныхтрубопроводов с использованием плазменной электродуговой очистки в два раза ниже, чем при применении традиционно используемых сегодня устаревших методик. Не менее важным аргументом в пользу плазменной электродуговой очистки может послужить фактор экономии времени, затрачиваемого на ремонт. Новая технология позволит в несколько раз ускорить ремонтные работы на трубопроводах.
Можно говорить о том, что трубопроводная система, которой сегодня как воздух необходимы масштабная модернизация и внедрение современных инновационных решений, с технологическими разработками получает высокоэффективный инструмент для решения существующих актуальных задач. Это позволяет сэкономить большие объемы финансовых ре-
сурсов, которые необходимо направить на дальнейшее развитие и усовершенствование экономики России [7].
Таковы в общем плане результаты анализа технического состояния системы магистральных нефтепроводов, проведенного в 2011 г. В связи с упоминавшейся выше проблемой старения магистральных газопроводов и используемого на них оборудования, газотранспортными организациями запланированы существенные капитальные вложения с целью их реконструкции, модернизации и повышения эффективности.
Подводя итог сказанному, следует отметить, что в 2011 г. были выполнены значительные работы по обеспечению надежности системы магистральных нефтепроводов. Эта работа осуществляется в соответствии с комплексными планами диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов магистральных нефтепроводов, ежегодно разрабатываемых в компании, а также с программой оптимизации производственных мощностей.
Литература:
1. Бережной В.И. Синергетическая концепция формирования и развития регионального рынка транспортных услуг / В.И. Бережной, В.А. Фурсов // Вестник СевКавГТУ. - 2009. - № 4 (21).
2. Коршак A.A., Обеспечение надёжной работы магистральных нефтепродуктопроводов / A.A. Коршак, Г.Е. Коробков. - М.: Недра, 2010.
3. Кумылганов A.C. Состояние и перспективы капитального ремонта магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти.-2011.- № 2.
4. Новыетехнологии, новоеоборудование, новые материалы, каталог разработок НИОКР ОАО "АК"Транснефть". - М.: Созидание -3000, 2009.
5. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.gazprom questions.ru.
6. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.trans nefteproduct.ru.
7. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.petro plasma.net.
STATE REGULATION OF INNOVATIVE ACTIVITY OF THE OIL AND GAS COMPANIES IN THE RUSSIAN FEDERATION Pashkovskaya Galina Alexandrovna, Student E-mail: ygalek@rambler.ru
Senyugina Irina Alekseevna, PhD of Economics, Associate Professor E-mail: lut@ncstu.ru
Chair of Economics and Management, North-Caucasian Federal University, Stavropol
Efficiency of use of innovations in oil and gas sector of Russia is analyzed, specifics and experience of stimulation of innovative activity in the country in Norway is considered.
Keywords: innovation; technological level; oil and gas sector; oil and gas technologies; competitive environment.
УДК339.13 ГОСУДАРСТВЕННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ В РФ
© Пашковская Г.А, 2012 © Сенюгина И.А., 2012
Анализируется эффективность использования инноваций в нефтегазовом секторе России, рассматривается специфика и опыт
