Страница не найдена
Северо-Запад
143405, г. Красногорск, ул.Заводская, д.26
+7 (498) 569-03-04Array
Все контакты филиала
Юго-Восток
140411 г. Коломна, пр. Кирова, д. 9
+7 (496) 615-67-04Все контакты филиала
Север
141002, г. Мытищи, ул. Белобородова, д.6
+7 (498) 687-47-04Array
Все контакты филиала Восток
142412, г. Ногинск, ул. Ревсобраний, д.1
+7 (496) 516-80-04Array
Все контакты филиала
Запад
143000, г. Одинцово, Транспортный пр-д., д.5
+7 (498) 690-43-04Все контакты филиала
Юг
142110, г. Подольск, ул.Кирова, д.31-а
+7 (496) 769-76-04Array
Все контакты филиала
Не ваш филиал?
Правила прокладки подземных газопроводов СП 62.13330.2011
В настоящей статье мы рассматриваем правила проектирования и прокладки подземных газопроводов согласно требований СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002.
Общие правила прокладки подземных газопроводов
Прокладку подземных газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода, футляра или балластирующего устройства, за исключением оговоренных случаев.
В тех местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных подземных газопроводов должна быть не менее 0,6 м.
При прокладке подземных газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы.
На оползневых и подверженных эрозии участках прокладку газопроводов следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже зеркала скольжения и ниже границы прогнозируемого участка разрушения.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными сетями инженерно-технического обеспечения и сооружениями в местах их пересечений рекомендуется принимать согласно приложению В*.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
Общие правила при пересечении подземных газопроводов
В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, теплотрассами бесканальной прокладки, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод рекомендуется прокладывать в футляре.
При пересечении с тепловыми сетями рекомендуется предусматривать прокладку газопроводов в футлярах, стойких к температурным воздействиям среды, транспортируемой по трубопроводам тепловых сетей, и в соответствии с СП 124.13330.
Концы футляра рекомендуется выводить на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев — на расстояние не менее 2 см. Концы футляра рекомендуется заделывать гидроизоляционным материалом.
На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев), а на нулевых уклонах на любом конце футляра рекомендуется предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.
В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрохимзащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей.
(Измененная редакция, Изм. N 2).
Требования для газопроводов из полиэтиленовых труб
При применении для строительства подземных газопроводов полиэтиленовых труб и соединительных деталей следует применять изложенные ниже коэффициенты запаса прочности.
При прокладке подземных полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях городов и сельских населенных пунктов должны использоваться трубы и соединительные детали с коэффициентом запаса прочности не менее 2,7.
При прокладке подземных полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях городов и сельских населенных пунктов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2.
На территории сельских населенных пунктов при применении газопроводов из полиэтилена ПЭ 80 коэффициент запаса прочности следует принимать не менее 3,2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 при глубине прокладки не менее 0,9 м до верха трубы.
Для межпоселковых подземных газопроводов при давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа должны применяться трубы из:
- ПЭ 80 с SDR не более SDR 11
- ПЭ 100 с SDR не более SDR 13,6.
Не допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также газопроводов СУГ, за исключением паровой фазы низкого давления, и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20 °С.
Требования к подземным газопроводам давлением 0,6-1,2 МПа
При прокладке газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно для межпоселковых газопроводов и в промышленной зоне населенных пунктов, а также в их незастроенной части, если это не противоречит схемам размещения объектов капитального строительства, предусмотренным генеральным планом населенного пункта, следует применять трубы ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0.
Глубина прокладки подземных газопроводов должна быть не менее 1,0 м.
Вернуться на Главнуюклассификация, документы и нормативные требования, правила прокладки труб, гидравлический расчет
На чтение 18 мин Просмотров 233 Опубликовано Обновлено
Магистральный газопровод предназначен для транспортировки природного газа из мест добычи к распределительным газопроводам, а далее, через внутридомовые трубы, к конечным потребителям. Система имеет свои правила сооружения, нормы эксплуатации и стандарты использования.
Газораспределительные системы
Газораспределительные системы (ГОСТ 54983 2012) – это промышленные комплексы, по которым обеспечивается доставка газа под давлением от производителя или добытчика к потребителям. Включает в себя газораспределительные сети и станции по пути следования магистрального газопровода.
Комплекс оборудован специальными приборами для создания и поддержания нужного давления внутри труб, а также:
- приборами для измерения расхода голубого топлива;
- запорной арматурой на случай утечки или аварии на какой-либо ветке газопровода;
- устройствами для связи;
- сигнализацией.
Основным элементом системы являются газораспределительные сети, по которым непосредственно транспортируется топливо.
Общие требования
Требования к газораспределительным системам:
- Необходимость доставлять топливо к потребителям в нужном объеме и определенных параметров.
- Строительство и проектирование новых объектов системы, а также реконструкция старых должны производиться согласно существующим схемам, разработанным в составе региональных, межрегиональных и федеральных программ газификации.
- Внутренний диаметр газопровода должен рассчитываться, исходя из пикового максимального объема потребления газа в данном регионе.
- Качество природного газа определяется стандартом ГОСТ 5542 – сжиженного углеводородного газа (СУГ).
- Системы должны быть спроектированы так, чтобы обеспечить максимальный уровень защиты при эксплуатации газораспределительных сетей.
- Прокладка труб осуществляется с учетом гидрогеологических условий.
- Прочность газопровода определяется толщиной стенок труб, материала изготовления, соединительных деталей с учетом нагрузки на элементы конструкции, температура газа.
- Различные деформации трубопровода, например, температурные, недопустимы.
- Специальные требования СНиП предусматривают нормы строительства в сейсмически нестабильных регионах.
- Стальные конструкции должны быть защищены от ржавчины, почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами.
- Стальные конструкции, расположенные под автомагистралями, должны быть защищены дополнительными техническими средствами во избежание продавливания или прокола.
- Для подземного газопровода применяются стальные и полиэтиленовые трубы, для надземного и наземного – только стальные.
- Существуют стандарты для качества стали, из которой изготавливают трубы для транспортировки газа. Их необходимо учитывать.
- Ударная вязкость стали для регионов, где температура может опускаться ниже 40 градусов по Цельсию, должна быть не менее 30 Дж на см².
Валера
Голос строительного гуру
Задать вопрос
Газораспределительные системы, рассчитанные более чем на 100 тысяч человек, должны быть оборудованы автоматизированными системами дистанционного управления.
Пункты редуцирования и учета газа
Пункты редуцирования газа блочного типа выполняют следующие функции:
- аварийное отключение подачи топлива;
- учет расхода газа;
- поддержание давления независимо от давления на входе;
- редуцирование (понижения) давления на входе.
Различают промышленные и домовые пункты для редуцирования газа. Оборудование также классифицируется:
- по числу выходов – один или более;
- по количеству линий редуцирования – только основной, основной и резервный, с двумя линиями, настроенными на разное давление, с двумя резервными, с двумя основными и двумя резервными, с последовательным понижением давления, с одним или двумя выходами.
Газорегуляторные пункты из двух или четырех линий делятся на установки с последовательной или параллельной регуляцией. По выходному давлению – одинаковому или разному. Вдобавок пункты имеют разную пропускную способность.
Резервные и баллонные установки СУГ
Емкость для хранения СУГСжиженный углеводородный газ может служить дополнительным резервным топливом для установок, работающих на природном газе. СУГ дешевле дизельного топлива или мазута, а также угля, но в России еще недостаточно распространена подобная практика.
Эксплуатационные расходы невелики. Преимущество в том, что СУГ не нужно обогревать в условиях низких температур. Переход в обычную форму происходит благодаря смесительным системам.
Резервирование топлива необходимо для работы котельных в социально значимых объектах – школах, больницах, детских садах.
СУГ можно хранить в резервуарах – надземных или подземных – а также в баллонах. Резервуарная установка должна быть оборудована регулятором давления, объема и остатка газа внутри, запорной арматурой, трубопроводами для каждой фазы – жидкой и парообразной.
Необходимо следовать правилам при установке надземных и подземных резервуаров, чтобы обеспечить их устойчивое положение на весь срок службы. Желательно иметь не менее двух резервуаров в установке. Если работает только один, по правилам эксплуатации должен допускаться длительный перерыв в потреблении СУГ – не менее месяца.
Общая вместимость резервной установки подземного типа – 300 кубических метров. Надземной – от 5 до 20 кубометров. В один подземный резервуар может поместиться от 50 до 100 кубометров СУГ, наземный – от 5 до 10.
Баллонные установки СУГ подразделяются:
- на комплексы индивидуального пользования, состоящие из двух баллонов;
- групповые, состоящие из нескольких баллонов – обычно до 10 – 12 шт.
Используются разные типы стальных баллонов – с клапанами, обечайками, а также с различными комбинациями этих элементов.
В газобаллонную установку входят:
- стальной баллон для СУГ;
- запорная арматура – клапаны, угловые вентили;
- регулятор давления;
- манометр остатка газа внутри;
- клапан ПСК;
- трубопроводы низкого и высокого давления.
Баллонные установки могут располагаться как внутри, так и снаружи здания. Соединяются между собой с помощью резиновых шлангов или металлического коллектора. Объем одного баллона варьируется в зависимости от того, какую площадь необходимо обогревать: для жилых зданий объем до 1 кубометра, для промышленных объектов – до 1,5 кубометров.
Газонаполнительные станции и пункты СУГ
Газонаполнительные станции предназначены для хранения сжиженного углеводородного газа, распределения его по баллонам и отпуска потребителям. Там же может находиться оборудование для заправки автомобилей.
Станции обычно строят подальше от жилых районов, но так, чтобы недалеко располагалось пожарное депо, а также находились удобные подъезды к объекту. До ближайших лесополос должно быть не менее 50 метров. Покрытие грунта – не горючее.
На заправочной станции должны быть оборудованы стоянки для высадки пассажиров.
Наружные газопроводы
Газопроводы классифицируют по следующим группам:
- наружные – среди них уличные, дворовые, внутриквартальные, межцеховые;
- внутренние;
- подводные;
- надводные;
- надземные.
Наружным считается газопровод, проложенный до внешней грани здания. Для его монтажа есть специальные правила СНиП:
- прокладка по стенам зданий допускается, если давление в трубах не превышает 0,3 МПа;
- трубы высокого давления прокладывают над окнами верхних этажей, и только в нежилых зданиях;
- нельзя монтировать газопровод рядом с электролинией, если она не находится в стальной трубе;
- если линия электропередач пересекается с газопроводом, он должен располагаться уровнем выше;
- расстояние между газопроводом и другими трубами от 100 до 300 мм – зависит от диаметра;
- должна быть запорная арматура, чтобы отключить весь газопровод или его участок;
- при комбинированном размещении разных труб должен быть обеспечен свободный доступ к каждому виду коммуникаций.
Не допускается строительство газопроводов в подвалах, а также их ввод в лифт, мусоросборник, трансформаторную станцию и другие подсобные помещения.
Надземный
Надземный газопровод монтируется над или на поверхности земли. Иногда используются опоры из негорючих материалов.
Размещение возможно:
- на колонах или эстакадах;
- в котельных или других производственных зданиях промышленного назначения;
- по глухим стенам или возле неоткрывающихся окон;
- по мостам из негорючих материалов – в этом случае трубы должны быть бесшовными или электросварными;
- по стенами крыше зданий.
Транзитная прокладка газопровода с любым давлением по стенам и кровле общественных зданий не допускается. Также нельзя строить газовый трубопровод на мосту, выполненному из горючих материалов.
Надземные газопроводы могут пересекать на своем пути овраги, реки, автомобильные, железнодорожные или трамвайные пути.
Валера
Голос строительного гуру
Задать вопрос
Высота прокладки надземного или надводного трубопровода не должна препятствовать его осмотру или ремонту в случае необходимости. Если газопровод надземного типа пересекается с линией электропередач, он должен располагаться ниже и защищен ограждением.
Особые требования прокладки газового трубопровода обозначены в СНиП относительно линии метрополитена. В этом случае возможны масштабные аварии из-за искры и возгорания газа, если произойдет утечка.
Подземный
Защитные футляры для подземного газопроводаВыбор трассы для подземного газового трубопровода следует выбирать исходя из пучинистости грунта и других геологических особенностей, а также коррозионной активности почв в регионе, наличия блуждающих токов.
При близком расположении надземных и подземных газовых коммуникаций необходимо использовать бесшовные или электросварные трубы, особенно, если по ТУ расстояние между ними сокращается на 50%.
Газопроводы подземного типа в местах выхода и входа в грунт заключаются в футляры. Если нет опасности повреждения трубы, установка футляра не обязательна.
Совместная прокладка газопровода и электрических линий для его обслуживания осуществляется согласно ПУЭ – правила устройства электроустановок.
Возможна прокладка подводных переходов подземного трубопровода через речки. В этом случае монтаж осуществляется в самом узком, но ровном плесовом участке с пологими неразмываемыми склонами. Следует избегать участков, сложенных скальными грунтами.
Подводные участки газопровода обычно прокладывают в 2 ветки с одинаковой пропускной способностью – на случай повреждения какой-либо из них.
Высокого и низкого давления
Классификация газопроводов по давлению газа:
- газопровод низкого давления – используется для подачи голубого топлива к жилым домам, административным центрам, коммунальным и бытовым предприятиям, рабочее давление обычно не превышает 0,005 МПа;
- газовые трубопроводы со средним давлением – для обслуживания промышленных объектов, газорегуляторных объектов, рабочее давление от 0,005 до 0,3 МПа;
- высокого давления 2 категории – от 0,3 до 0,6 МПа для обеспечения газом крупных промышленных предприятий, а также газопроводы с более низким давлением;
- газопровод высокого давления 1 категории – от 0,6 до 0,2 МПа – для быстрой доставки от мест добычи по газораспределительным сетям к потребителям.
В свою очередь магистральные газопроводы делятся на 2 класса по уровню давления:
- к 1 относится трубы, в которых давление от 2,5 до 10 МПа;
- ко 2 трубы с давлением от 1,2 до 10 МПа.
Валера
Голос строительного гуру
Задать вопрос
Газовые трубопроводы с давлением до 1,2 МПа магистральными не являются – это подводящие, внутризаводские, городские сети, строительством которых имеют право заниматься лицензированные компании. Всего лишь 20% магистралей относится к трубопроводам высокого давления. Остальные – к сетям со средними и низкими показателями напора.
Пересечение водных преград и оврагов, ж/д путей и автодорог
Подземные газопроводы любого уровня давления, которые пересекают железнодорожные, автомобильные или трамвайные пути, необходимо укладывать в футляр. Вопрос о необходимости обустройства футляра и его уровне прочности, а также глубине укладки, решается проектной организацией в каждом конкретном случае.
В таких местах толщина стенок стального трубопровода должна превышать расчетную на 2 – 3 мм. Если используются полиэтиленовые трубы, их запас прочности должен быть не менее 3,2 на территории города.
Газопроводы в местах подводных переходов прокладываются с заглублением в дно. При расчете на всплытие иногда необходима балластировка трубы.
Укладка трубы осуществляется методом наклонно-направленного бурения. Прокладка труб – ниже предполагаемого профиля дна на 2 м минимально.
Трубы, применяемые для подводных участков, должны быть с утолщенными стенками – больше расчетной толщины на 2 – 3 мм, но не менее 5 мм. Возможно применение ПЭ труб с запасом прочности 2,5, если давление газа не превышает 0,6 МПа. Запорная арматура устанавливается за 10 м от предполагаемой границы перехода.
Расстояния до зданий и сооружений, других инженерных путей
При строительстве надземных или наземных газопроводов следует учитывать их расположение относительно жилых, промышленных объектов, а также построек особого типа. Расстояние обозначается в метрах.
| Типы зданий и построек | С давлением до 0,005 МПа | Давление от 0,005 до 0,3 МПа | От 0,3 до 0,6 МПа | От 0,6 до 1,2 в случае природного газа |
| Здания категории А и Б – котельные, хозяйственные постройки | 5 | 5 | 5 | 10 |
| Постройки категории В1 –В4, Г, Д | _ | _ | _ | 5 |
| Жилые, административные, общественные здания, с классом пожарной опасности С0, С1 | _ | _ | 5 | 10 |
| Те же здания, но с классом пожарной опасности С2, С3 | _ | 5 | 5 | 10 |
| Открытые наземные склады с легко воспламеняющимися жидкостями, объемом: | ||||
| От 1000 до 2000 | 30 | 30 | 30 | 30 |
| 600 – 1000 | 24 | 24 | 24 | 24 |
| 300 – 600 | 18 | 18 | 18 | 18 |
| Менее 300 | 12 | 12 | 12 | 12 |
| Горючих жидкостей, объемом: | ||||
| От 5000 до 10000 | 30 | 30 | 30 | 30 |
| 3000 — 5000 | 24 | 24 | 24 | 24 |
| 1500 — 3000 | 18 | 18 | 18 | 18 |
| Менее 1500 | 12 | 12 | 12 | 12 |
| Закрытые наземные склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Ж/д и трамвайные пути от подошвы откоса насыпи | 3 | 3 | 3 | 3 |
| Коммуникации подземного типа – канализация, водопроводные сети, теплосети, электрические кабели | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Автомобильные трассы от бордюра или кювета | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 1,5 |
| Ограда открытого распределительного устройства | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Подвесные линии электропередач | В соответствии с ПУЭ | В соответствии с ПУЭ | В соответствии с ПУЭ | В соответствии с ПУЭ |
Требования к газопроводам в особых условиях
Переход через реки в сейсмически опасных районах делают воздушным путемСвод правил «СП Газоснабжение» предусматривает строительство трубопроводов в особо неблагоприятных условиях:
- на пучинистых, просадочных, набухающих, многолетнемерзлых, скальных, элювиальных грунтах;
- при возможной сейсмической активности выше 6 – 7 баллов;
- на закарстованных и подрабатываемых территориях;
- в городах с проживанием свыше 1 млн. человек и сейсмичности выше 6 баллов;
- с проживанием более 100 тысяч человек и сейсмичности выше 7 баллов.
В таких условиях возможно негативное влияние на газопровод. В случае проживания большого числа людей необходимо предусматривать запасную ветку газоснабжения, расположенную в другом конце города – на случай повреждения основной. При этом трубопроводы среднего и высокого напора необходимо закольцовывать и предусматривать отключение сегментов запорными механизмами.
Переходы труб через реки и овраги шириной до 80 м в сейсмически активных регионах должны осуществляться воздушным способом. При этом опоры и ограничители трубы должны обеспечивать достаточную ее подвижность во избежание сброса с опоры во время землетрясения.
Допускается использование полиэтиленовых газовых труб с запасом прочности не менее 3,2 в защитной оболочке. При этом сварные соединения проверяются физическими методами на наличие повреждений.
Для резервуаров СУГ, расположенных под землей, предусматривают поверхностные газопроводы для жидкой и парообразной фазы.
Перед строительством магистрали проводится гидравлический расчет газопровода для правильного выбора диаметра труб и обеспечения бесперебойной подачи топлива с заданными параметрами.
Реставрация и ремонт
Стальные трубы газопровода нуждаются в периодической замене и реставрации. Обычная газовая труба служит около 25 лет. В экстремальных условиях меньше.
Ремонт оборудования и замена участка трубы может производиться двумя способами:
- при остановке технологического процесса, когда прекращается подача газа на данном участке;
- без остановки перекачки газа.
Работы по ремонту, которые чаще всего выполняются:
- замена изношенного участка трубы;
- байпасирование дефектного участка для ремонта;
- ремонт или замена запорного клапана;
- монтаж дополнительных веток трубопровода;
- установка приборов дистанционного управления, сигнализации, учетного оборудования;
- установка заглушки с последующим демонтажем трубопровода.
Технологии ремонта позволяют работать без остановки технологического процесса на ветках магистрального трубопровода с давлением до 10 МПа и температурой до 370 градусов.
Внутренние газопроводы
К газовой разводке должен быть обеспечен свободный доступВнутренние газопроводы – это система труб и различных приборов контроля, которые транспортируют газ к тепловым агрегатам внутри дома или квартиры. Внутреннюю разводку подключают к внутридомовым газопроводам низкого давления с давлением не более 3000 Па.
При подключении внутриквартирной разводки к сетям со средним или высоким давлением, обязательно наличие редуцирующего оборудования, например, газорегуляторной установки шкафного типа.
Каждый объект, который потребляет газ, должен быть оборудован приборами учета расхода голубого топлива в соответствии с требованиями нормативных документов РФ.
Газовая разводка
Вначале составляется проектная документация. Учитывается место входа трубы в дом – это должно быть нежилое помещение или котельная. Из нее проще всего вести дальнейшую разводку по дому. Через пробуренное в стене отверстие, в которое вставляется стальная гильза (футляр), труба вводится в дом.
Если планировка здания не позволяет ввести трубопровод в нежилое помещение и труба проходит через жилые комнаты, такой способ называется транзитным. При этом не разрешается ставить запорную арматуру на таких участках, а также выполнять резьбовые соединения.
Из соображений безопасности труба прокладывается внутри открытым способом. Это ухудшает эстетические характеристики, но открывает доступ для своевременного ремонта или отключения подачи топлива.
Есть возможность уложить трубы в штробы и закрыть их вентилируемыми экранами, которые можно легко демонтировать, услышав запах газа в помещении.
Трубы соединяют с помощью электрической сварки. Это наиболее надежный способ.
Нельзя монтировать газовую разводку в вентиляционных трубах.
Валера
Голос строительного гуру
Задать вопрос
Существует ряд требований для комбинированной прокладки газа и других инженерных коммуникаций. Поэтому, чтобы не получить штраф за неправильный монтаж газопровода, необходимо приглашать для работы лицензированных мастеров.
Оборудование
К газовому оборудованию для частного дома относится:
- мини котельная;
- приборы для учета расхода газа – счетчики;
- оборудование для использования сжиженного газа;
- системы управления, сигнализации утечки газа.
Кроме этого – газовые котлы, печи и отопительные приборы, которые работают на голубом топливе.
Опрессовка
Опрессовка газопровода необходима для дальнейшего безопасного использования системы. Проводится методом закачивания воздуха внутрь системы под давлением. Если через некоторое время показания манометра снижаются, в газопроводе имеется утечка.
Техника безопасности
При монтаже внутреннего газопровода запрещено:
- укладывать тонкостенные газовые трубы через дверные или оконные проемы;
- прокладывать трубы ниже 2 м от уровня пола;
- гибкие участки трубы делать длиннее 3 м;
- выполнять разводку в труднодоступных местах;
- если кухонная разводка выполнена в вентиляции, данный участок нельзя совмещать с общедомовой вентиляционной системой;
- потолок и стены вблизи газовой трубы должны быть выполнены из негорючих материалов;
- в качестве крепления используются стальные скобы и хомуты с резиновыми подкладками.
Валера
Голос строительного гуру
Задать вопрос
Существуют также требования безопасности в плане взаимного расположения электрического щитка и газовой трубы. Минимальное расстояние – 50 см. Расположение электрических кабелей должно осуществляться на расстоянии не менее 25 см от газораспределительного механизма.
«Голубой поток»
Значение
Газопровод «Голубой поток» предназначен для доставки российского природного газа в Турцию через Черное море в обход третьих стран. «Голубой поток» дополняет газотранспортный коридор, идущий из России в Турцию через Украину, Молдову, Румынию и Болгарию.
«Голубой поток» значительно повысил надежность поставок газа в Турцию и способствует развитию газового рынка и инфраструктуры в этой стране.
Уникальность и технические характеристики
«Голубой поток» — уникальный газотранспортный объект, не имеющий аналогов в мире.Построив газопровод, «Газпром» открыл новую страницу в истории новейших газотранспортных технологий.
Общая протяженность Голубого потока составляет 1213 километров.
При строительстве трубопровода были применены специальные инженерные решения для повышения его надежности, так как российский горный участок имеет протяженность более 60 километров, а морской участок проходит на глубине до 2150 метров в агрессивной сероводородной среде. Например, эти решения включают трубы из высококачественной коррозионно-стойкой стали с внутренним и внешним полимерным покрытием, испытания трубопроводов под нагрузкой, интеллектуальные врезки на горных и морских участках и т. Д.
Впервые в нефтегазовой сфере России построены протяженные тоннели на горном участке газопровода под хребтами Кобыла и Безымянный. Длина тоннелей составила 3 260 метров.
Параллельно со строительством газопровода проводились экологические мероприятия: рекультивация земель по всей трассе газопровода и сохранение более 4 га реликтовых лесов при пересечении туннелями хребтов Кобыла и Безымянный.
Сотрудничество
Обладая крупнейшим в мире флотом трубоукладчиков и обширным опытом строительства подводных газопроводов, итальянская Eni выступила ключевым партнером «Газпрома» в строительстве Голубого потока.
История
15 декабря 1997 г. Россия и Турция подписали межправительственное соглашение. В рамках соглашения «Газпром» и Turkish Botas подписали контракт, согласно которому 365 миллиардов кубометров газа должны быть поставлены в Турцию по «Голубому потоку» в течение 25 лет.
В феврале 1999 г. «Газпром» и итальянская Eni подписали Меморандум о взаимопонимании по совместной реализации проекта «Голубой поток».
16 ноября 1999 г. в Нидерландах Газпром и Eni на паритетных началах создали российско-итальянское специализированное совместное предприятие Blue Stream Pipeline Company B.V. В настоящее время СП владеет участком морского газопровода, в том числе компрессорной станцией «Береговая». «Газпром» является владельцем и оператором берегового участка.
Строительство 396-километрового берегового участка «Голубого потока» началось в сентябре 2001 г. и было полностью завершено в мае 2002 г.
30 декабря 2002 года газопровод сдан в эксплуатацию. Коммерческие поставки газа по газопроводу начались в феврале 2003 года.
Текущее состояние
Полная мощность газопровода — 16 млрд куб. М газа в год.
Примечательно, что в определенные периоды по запросу турецкой стороны «Голубой поток» ежедневно транспортирует количество газа, равное его полной мощности. Это произойдет в случае невыполнения Ираном своих обязательств. Недостатки поставок газа «Газпром» компенсирует, протягивая руку помощи турецким коллегам.
«Газпром» также способен покрывать пиковый спрос в периоды регулярных низких температур в Турции.
совместных предприятий и дочерних компаний | Hindustan Petroleum Corporation Limited, Индия
Мы считаем, что в HPCL мы сильнее благодаря большому количеству синергии и преимуществ наших совместных предприятий и дочерних компаний. Переработка и сбыт нефтепродуктов составляют основной бизнес нашей Корпорации. Чтобы получить доступ к новым потокам доходов и расширить бизнес-направления, мы исследовали различные возможности.Соответственно, мы создали дочерние компании и совместные предприятия в различных областях, включая нефтепереработку и нефтехимию, битумные продукты с добавленной стоимостью, маркетинг продуктов из ГСМ, трубопроводы для ГСМ, трубопроводы природного газа, трубопроводы для сжиженного нефтяного газа, городское газораспределение (CGD), каверну для сжиженного нефтяного газа, сжиженный природный газ. терминал, объекты авиационного топливного хозяйства и биотопливо. Здесь представлен обзор наших совместных предприятий и дочерних компаний
Совместные предприятия
HPCL-Mittal Energy Ltd. (HMEL)
HPCL-Mittal Energy Ltd.(HMEL) — совместное предприятие HPCL и Mittal Energy Investments Pte. Ltd., Сингапур с долей участия 48,99% каждая.
HMEL — ведущая интегрированная нефтеперерабатывающая и нефтехимическая компания в Индии, деятельность которой охватывает переработку сырой нефти, нефтехимическое производство и маркетинг. Он владеет и управляет нефтеперерабатывающим заводом Guru Gobind Singh («GGSR») мощностью 11,3 млн. Тонн в год, включая различные вспомогательные объекты недалеко от Батинды в Пенджабе.
В течение 2019-2020 гг. HMEL зафиксировал дебит нефти на уровне 12.24 млн. Тонн и достигла консолидированной общей выручки в размере 58 752,30 крор.
После ввода в эксплуатацию будущего нефтехимического комплекса в Батинде, который в настоящее время находится на завершающей стадии строительства, ожидается, что мощность производства полимеров на HMEL увеличится примерно до 2 млн. Тонн в год.
За выдающиеся достижения в области нефтепереработки и трубопроводного транспорта компания HMEL была удостоена награды FIPI Oil & Gas Industry Awards 2019 в категориях «Нефтеперерабатывающий завод года (мощность> 9 млн. Т / год)» и «Трубопроводная транспортная компания года». -2019.”
Hindustan Colas Pvt Ltd. (HINCOL)
HINCOL — совместное предприятие HPCL и Colas S.A., Франция, с долей участия по 50% каждая. HINCOL занимается производством и продажей битумных эмульсий и модифицированного битума. HINCOL также выполняет различные работы по уходу за дорожным покрытием, включая микропокрытие, герметизацию шлама и герметизацию тумана, и продолжает оставаться лидером рынка битума с добавленной стоимостью в Индии. HINCOL владеет и управляет 9 стратегически расположенными производственными предприятиями, отвечающими требованиям международного стандарта ISO 9001: 2015, 14001: 2015 и 45001: 2018.
В течение 2019-2020 годов рост продаж HINCOL составил 9,7%, при этом самый высокий объем продаж за всю историю составил 251 TMT. HINCOL зафиксировала самый высокий общий доход в 874,65 крор за всю историю и самый высокий показатель прибыли после уплаты налогов (PAT) в 138,16 крор.
HINCOL строит свой 10-й завод по производству эмульсии недалеко от Гувахати в штате Ассам. HINCOL выплачивает дивиденды в течение последних 20 лет и объявила самый высокий общий дивиденд в размере 750% за 2019-20 годы.
South Asia LPG Co Pvt. ООО (САЛПГ)
South Asia LPG Company Pvt.Ltd. (SALPG) — совместное предприятие HPCL и Total Holding India с долей участия по 50% каждая. SALPG владеет и эксплуатирует подземную пещеру для сжиженного нефтяного газа вместимостью 60 тонн в тонну и связанные с ней приемно-отгрузочные сооружения в Висакхапатнаме.
В течение 2019-2020 гг. Пещера SALPG зафиксировала самый высокий уровень поступления в 1,707 млн т, что означает рост на 16,92%. SALPG достигла общего дохода в размере 206,07 крор и зафиксировала самый высокий показатель прибыли после уплаты налогов (PAT) в размере 123,60 крор.
SALPG непрерывно выплачивает дивиденды последние 10 лет.Совет директоров SALPG рекомендовал на 2019-2020 годы самый высокий общий дивиденд в размере 130%.
SALPG имеет сертификат ISO 9001-2008 для системы менеджмента качества, сертификат ISO 14001-2004 для системы экологического менеджмента и сертификат OHSAS 18001-2007 для системы менеджмента профессионального здоровья и безопасности.
Bhagyanagar Gas Ltd. (BGL)
Bhagyanagar Gas Ltd. (BGL) — совместное предприятие HPCL и GAIL с равными долями участия по 48,73% каждая.
BGL имеет сеть CGD, включающую 1 602 км трубопровода из полиэтилена высокого давления и 149 км стального трубопровода, и обслуживает 1 36 953 внутренних потребителя.BGL также управляет 95 АГНКС в городах Хайдарабад, Виджаявада и Какинада в штатах Андхра-Прадеш и Телангана.
В течение 2019-2020 годов объем продаж BGL достиг 30 667 тонн СПГ и 278,87 лакх стандартных кубических метров (SCM) PNG, что на 4% и 64% соответственно больше по сравнению с предыдущим годом. BGL зафиксировал самый высокий общий доход за всю историю в размере 225,43 крор и прибыль после уплаты налогов (PAT) в размере 19,10 крор в течение года.
ООО «Аавантика Газ»
ООО «Аавантика Газ»(AGL) — совместное предприятие HPCL и GAIL с равными долями участия по 49,99% каждая.
AGL имеет сеть CGD, состоящую из трубопровода MDPE протяженностью 2 213 км и стального трубопровода длиной 102 км, и обслуживает 73 964 внутренних потребителя. AGL также управляет 54 станциями АГНКС в городах Индор, Удджайн, Питхампур и Гвалиор в штате Мадхья-Прадеш.
В течение 2019-20 гг. Компания AGL достигла объема продаж 29 414 тонн СПГ и 275,05 тыс. Тонн СКМ PNG, что на 12% и 53% соответственно больше по сравнению с предыдущим годом.AGL также сообщила о самом высоком общем доходе в размере? 263,09 крор и самая высокая прибыль после уплаты налогов (PAT) в размере? 42,05 крор в течение 2019-20 гг.
Петронет МХБ Лтд. (PMHBL)
Petronet MHB Ltd. (PMHBL) — совместное предприятие HPCL и ONGC с равными долями участия по 49,996% каждая. PMHBL владеет и управляет многопродуктовым нефтепроводом для транспортировки нефтепродуктов НПЗ MRPL в различные районы Карнатаки.
В течение 2019-20 гг. PMHBL достигла пропускной способности 2.925 MMT и сообщенный общий доход в размере 162,48 крор и прибыль после уплаты налогов (PAT) в размере 88,27 крор.
Чтобы использовать возобновляемые ресурсы и способствовать использованию чистой и зеленой энергии, PMHBL установила солнечные электростанции на своих станциях в Мангалоре, Хасане и Девангонти, включая станции SV общей мощностью 3,63 МВт.
Mangalore Refineries and Petrochemicals Ltd. (MRPL)
Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd. (MRPL) — совместное предприятие HPCL и ONGC, в котором ONGC принадлежит 71.63% капитала, HPCL принадлежит 16,96% капитала, а остальной капитал принадлежит общественности. MRPL представляет собой график «А» Миниратна, предприятие центрального государственного сектора (CPSE) и управляет нефтеперерабатывающим заводом мощностью 15 млн тонн в год в Мангалуру, штат Карнатака.
В течение 2019-2020 гг. MRPL достигла пропускной способности нефтепереработки в размере 14,14 млн т и зафиксировала консолидированный общий доход в размере 60 062,02 крор рупий.
MRPL начала производство и поставку транспортного топлива класса BS-VI в 2019-2020 годах задолго до срока, установленного правительством Индии.
Mumbai Aviation Fuel Farm Facility Pvt.ООО (МАФФФЛ)
Mumbai Aviation Fuel Farm Facility Pvt. Ltd. (MAFFFL) — совместное предприятие Mumbai International Airport Private Limited (MIAL), IOCL, BPCL и HPCL с долей участия 25% каждая.
Компания занимается эксплуатацией и обслуживанием существующих предприятий по производству авиационного топлива и предоставляет услуги посадки в самолет в международном аэропорту Чатрапати Шиваджи (CSIA), Мумбаи. Компания будет строить, обслуживать и эксплуатировать новый интегрированный топливный склад на основе открытого доступа.В международном аэропорту Чатрапати Шиваджи (CSIA) в Мумбаи полным ходом идет строительство интегрированной топливной фермы.
MAFFFL достигла пропускной способности 14,83 млн KL в течение 2019-20 гг. MAFFFL зарегистрировал общий доход в размере 119,84 крор и прибыль после уплаты налогов (PAT) в размере 40,05 крор в течение 2019-2020 годов.
GSPL India Gasnet Ltd (GIGL)
GSPL India Gasnet Ltd. (GIGL) — совместное предприятие Gujarat State Petronet Ltd. (GSPL), Indian Oil Corporation Ltd. (IOCL), Bharat Petroleum Corporation Ltd.(BPCL) и HPCL. HPCL имеет 11% долевого участия в компании, а балансовый капитал принадлежит GSPL (52%), IOCL (26%) и BPCL (11%).
GIGL получила разрешение на прокладку двух газопроводов по пересеченной местности, а именно. Трубопровод Мехсана-Батинда (MBPL) протяженностью 1834 км и трубопровод Батинда-Сринагар (BSPL) протяженностью 740 км. Начальные разделы проектов, охватывающие ок. 440 км, а именно. Трубопровод Бармер-Пали, Трубопровод Паланпур-Пали и Трубопровод Джаландхар-Амритсар находятся в эксплуатации с 2018-19 годов.В течение 2019-20 гг. Компания транспортировала около 629,59 млн. Кубометров газа и зафиксировала общий доход в размере 116,23 крор.
Мероприятия по реализации различных разделов проекта MBPL, запланированные в рамках Фазы II, охватывающие около 930 км и проходящие через штаты Раджастан, Харьяна и Пенджаб, находятся в стадии реализации.
GSPL India Transco Ltd (GITL)
GSPL India Transco Ltd. (GITL) — совместное предприятие GSPL, IOCL, BPCL и HPCL. HPCL имеет 11% долевого участия в Компании, а балансовый капитал принадлежит GSPL (52%), IOCL (26%) и BPCL (11%).
GITL получила разрешение на прокладку трубопровода длиной 1881 км от Маллаварама до Бхилвары. Первоначальный участок проекта от точки соединения Reliance Gas Transmission India Limited в Кунчанапалли до завода Ramagundam Fertilizers & Chemicals Limited в Рамагундаме был введен в эксплуатацию в 2019-2020 годах. В течение года компания транспортировала около 2,17 млн. Кубометров газа и зарегистрировала общий доход в размере 15,23 крор.
Godavari Gas Pvt. ООО (GGPL)
Godavari Gas Pvt Ltd.(GGPL) — совместное предприятие Andhra Pradesh Gas Distribution Corporation Limited (APGDC) и HPCL с долей капитала в соотношении 74:26.
КомпанияGGPL была создана для развития и эксплуатации городской газораспределительной сети в районах Восточная Годавари и Западная Годавари штата Андхра-Прадеш. GGPL имеет сеть CGD, состоящую из 498 км трубопровода из полиэтилена высокой плотности и 59,31 дюйма стального трубопровода, и обслуживает 52 521 местного потребителя. GGPL также управляет 23 станциями АГНКС в районах Восточная Годавари и Западная Годавари.
В течение 2019-2020 гг. Компания GGPL достигла объема продаж 706 тонн СПГ и 34,78 млн SCM PNG, зарегистрировав рост продаж КПГ на 18% и продаж в PNG на 227%. Общий доход GGPL составил 14,10 крор.
Ratnagiri Refinery and Petrochemicals Ltd. (RRPCL)
Ratnagiri Refinery and Petrochemicals Ltd. (RRPCL) — совместное предприятие, поддерживаемое IOCL, BPCL и HPCL, с долевым участием в соотношении 50:25:25. RRPCL планировал построить нефтеперерабатывающий завод мощностью 60 млн тонн в год вместе с интегрированным нефтехимическим комплексом на западном побережье Махараштры.Saudi Aramco и ADNOC также подписали меморандум о взаимопонимании с RRPCL для совместной реализации проекта вместе с IOCL, BPCL и HPCL.
Выполняются предпроектные мероприятия, включая изучение конфигурации.
HPOIL Gas Pvt. ООО (HOGPL)
HPOIL Gas Pvt. Ltd. (HOGPL) — совместное предприятие HPCL и OIL India Ltd. (OIL) с долей участия по 50% каждая.
HOGPL была создана для развития и эксплуатации сетей CGD в географических районах округов Амбала — Курукшетра в штате Харьяна и округа Колхапур в штате Махараштра.По состоянию на 31 марта 2020 года HOGPL имеет сеть CGD, состоящую из трубопровода MDPE протяженностью 594 дюйма-км. HOGPL также управляет 5 АГНКС в географических районах Амбала-Курукшетра и Колхапур.
Компания HOGPL начала продажи КПГ в 2019-2020 годах и зафиксировала продажу 383 метрических тонн с общим доходом 3,04 крор.
IHB Limited (IHBL)
IHB Ltd. (IHBL) — совместное предприятие, продвигаемое IOCL, BPCL и HPCL, с долевым участием в соотношении 50:25:25. Компания была преобразована в публичную компанию с ограниченной ответственностью, и 6 апреля 2021 года было получено новое свидетельство о регистрации.
IHB Ltd. (IHBL) была учреждена для строительства, эксплуатации и управления трубопроводом для сжиженного нефтяного газа Кандла-Горакхпур протяженностью около 2800 км, самого длинного трубопровода для сжиженного нефтяного газа в мире, для удовлетворения потребностей в сжиженном нефтяном газе заводов по розливу на пути к трубопроводу в Гуджарате, Мадхья-Прадеш и Уттар-Прадеш.
Финансовое закрытие проекта достигнуто, реализация проекта продолжается.
Дочерние общества
Prize Petroleum Company Ltd.
Prize Petroleum Company Ltd.(PPCL) является 100-процентной дочерней компанией HPCL. PPCL является дочерним подразделением HPCL и занимается разведкой и добычей углеводородов, а также предоставляет услуги по управлению блоками разведки и добычи.
PPCL имеет 100% дочернюю компанию Prize Petroleum International Pte Ltd. (PPIPL), зарегистрированную в Сингапуре. PPIPL имеет долю участия 11,25% и 9,75% в двух блоках разведки и добычи [T / L1 и T / 18P (аренда с удержанием T / RL2, T / RL3, T / RL4 и T / RL5) соответственно] в Австралии.В течение 2019-2020 годов PPIPL достигла своей доли добычи в 287,559 баррелей нефтяного эквивалента на добывающем месторождении Йолла (T / L1).
В течение 2019-2020 годов общий доход PPCL на консолидированной основе составил 73,66 крор.
HPCL Biofuels Ltd. (HBL)
HPCL Biofuels Ltd. (HBL) является 100% дочерней компанией HPCL. HBL продвигался как инициатива обратной интеграции, чтобы сделать возможным набег HPCL на производство этанола для смешивания с бензином. HBL имеет две интегрированные установки по производству сахара, этанола и когенерации в Сугаули и Лаурия в штате Бихар.
В течение 2019-2020 гг. Общий доход HBL составил? 303.06 Крор и измельчение тростника 614 TMT. HBL обеспечила производство сахара в размере 54 835 тонн, производство этанола в размере 7 063 тыс. Литров и выработку электроэнергии в размере 53 036 МВтч в течение 2019-2020 годов.
HPCL Rajasthan Refinery Ltd. (HRRL)
HPCL Rajasthan Refinery Ltd. (HRRL) — совместное предприятие HPCL и правительства штата Раджастхан с 74% долей участия HPCL и 26% правительства Раджастана. HRRL создает новый нефтеперерабатывающий завод с нефтехимическим комплексом мощностью 9 млн тонн в год в штате Раджастан.
В стадии реализации находится проект по созданию НПЗ. Заказы EPC были размещены на 5 основных технологических единиц из 13 единиц и на большинство изделий с длительным сроком изготовления. Строительные работы для основных технологических установок, на которые размещены заказы, главного диспетчерского пункта, главного склада, инженерных сетей, подъездной дороги от национальной автомагистрали и т. Д. Продолжаются.
HPCL Ближний Восток FZCO
HPCL Middle East FZCO, 100% дочерняя компания HPCL, была создана для сбыта смазочных материалов и других нефтепродуктов на различных рынках Ближнего Востока, Африки и в регионе Содружества Независимых Государств (СНГ).
Компания зарегистрирована в соответствии с DAFZA (Управление свободной зоны аэропорта Дубая) и имеет торговую лицензию на торговлю смазочными материалами, нефтепродуктами и нефтепродуктами.
HPCL Ближний Восток FZCO зарегистрировала продажи 153 тонн смазочных материалов с добавленной стоимостью с общим доходом 0,76 миллиона дирхамов ОАЭ (1,46 крор) в течение года.
HPCL Shapoorji Energy Pvt. ООО (HSEPL)
HPCL Shapoorji Energy Pvt. Ltd. (HSEPL), размещенное как совместное предприятие 50:50 между HPCL и SP Ports Pvt.Ltd. (SPPPL), стала 100% дочерней компанией HPCL 30 марта 2021 года после приобретения 50% доли у SPPPL.
КомпанияHSEPL была создана для строительства и эксплуатации регазификационного терминала СПГ мощностью 5 млн. Тонн в год в порту Чхара в районе Гир-Сомнатх в Гуджарате. Основные сооружения терминала СПГ включают морские сооружения для швартовки и разгрузки танкеров СПГ, резервуары для хранения, регазификационные сооружения и связанные с ними инженерные сети.
Реализация проекта на объекте идет хорошо и по состоянию на март 2021 г. достигла около 52%.
Заявление об отказе от ответственности: Нажав на вышеуказанные ссылки, вы попадете на веб-сайты этих организаций, и предоставленная информация и мнения, выраженные на этих веб-сайтах, принадлежат этим соответствующим организациям, и Hindustan Petroleum Corporation Limited не несет ответственности за взгляды / точность содержания в эти сайты.
Align Midstream Partners II объявляет о создании совместного предприятия Midstream с Sabine Oil & Gas и завершении строительства трубопровода TOPS
ДАЛЛАС, 29 июня 2020 г. / PRNewswire / — Компания Align Midstream Partners II, LLC («Align»), расположенная в Далласе компания среднего сегмента при поддержке Tailwater Capital («Tailwater»), объявила о завершении строительства трубопровода TOPS и создание соглашения о совместном предприятии по трубопроводу с Sabine Oil & Gas («Sabine»), полностью принадлежащей Osaka Gas USA («Осака»).Трубопровод TOPS — это 30-мильный газопровод диаметром 16 дюймов в районе Карфагена, соединенный с основными нисходящими рынками сбыта на вынос. Сделка знаменует собой первое приобретение Osaka Gas USA в сфере среднего бизнеса в США.
«Мы рады сотрудничать с Sabine и развивать наши отношения в Восточном Техасе», — сказал Фриц Бринкман, генеральный директор Align. «Трубопровод TOPS расширит наши существующие зоны присутствия в Восточном Техасе и повысит нашу способность обслуживать растущее производство в Хейнсвилле, предоставляя нашим клиентам более широкий доступ к ряду привлекательных рынков в центре Карфагена.«
«Учитывая долгосрочную перспективу Sabine и ее материнской компании Osaka, инвестиции в TOPS являются еще одним шагом в вертикальной интеграции Sabine и продвижении нашей стратегии по получению прибыли от устья скважины до кончика горелки для наших активов в Восточном Техасе», — прокомментировал Дуг Кренек, Генеральный директор Sabine. «Мы рады расширению наших отношений с Align, так как они являются очень компетентной компанией среднего звена в Восточном Техасе».
О компании Align Midstream Partners II, LLC
Align Midstream Partners II — это компания среднего бизнеса со штаб-квартирой в Далласе, которая занимается обслуживанием потребностей производителей в Восточном Техасе путем сбора, обработки и обработки активов в формациях Хейнсвилл и Хлопковая долина.Align II — это второе партнерство для управленческой команды и Tailwater Capital. В ноябре 2019 года Align II объявила об объединении своих активов с Elevate Midstream, LLC, что расширит присутствие Align II в Восточном Техасе. Align Midstream Partners В октябре 2017 года я был продан компании Enable Midstream. Align Midstream Partners I состояла из криогенного завода по переработке природного газа производительностью 100 миллионов кубических футов в день в Паноле, штат Техас, и примерно 200 миль трубопроводов для сбора богатого и сухого природного газа через округа Раск, Панола и Шелби в Техасе и округ ДеСото в Луизиане. .Для получения дополнительной информации посетите: www.alignmidstream.com.
О Sabine Oil and Gas Corporation
Sabine Oil & Gas Corporation — нефтегазовая компания, базирующаяся в Хьюстоне, штат Техас, занимающаяся приобретением, разработкой, эксплуатацией и разведкой месторождений нефти и природного газа на суше Соединенных Штатов. Для получения дополнительной информации о Sabine Oil & Gas Corporation посетите www.sabineoil.com .
О компании Tailwater Capital, LLC
Компания Tailwater Capital, базирующаяся в Далласе, является ориентированной на рост частной инвестиционной компанией в сфере энергетики с хорошо зарекомендовавшей себя конструктивной работой с проверенными командами менеджеров для предоставления решений с добавленной стоимостью.Tailwater в настоящее время управляет более чем 3,7 миллиардами долларов заемного капитала, и команда выполнила более 100 энергетических транзакций в секторах разведки и добычи, на общую сумму более 20 миллиардов долларов. Для получения дополнительной информации посетите www.tailwatercapital.com.
Связаться
Джонатан Кинер / Джули Оукс
Джоэль Франк, Уилкинсон Бриммер Катчер
212-355-4449
ИСТОЧНИК Align Midstream Partners II, LLC
Ссылки по теме
http: // www.alignmidstream.com
Совместное предприятие продвигается на Waha Hub к газопроводу Agua Dulce
Серхио Чапа, Houston Chronicle
В заявлении, опубликованном поздно вечером в среду, MPLX LP из Огайо, оператор трубопровода в Остине WhiteWater Midstream и совместное предприятие нью-йоркской частной инвестиционной компании Stonepeak Infrastructure Partners и оператора газопровода Midland West Texas Gas объявило об окончательном инвестиционном решении по трубопроводу Уистлер.По 42-дюймовому трубопроводу протяженностью около 475 миль в день будет транспортироваться 2 миллиарда кубических футов природного газа от Waha Hub в Пермском бассейне до Agua Dulce Hub в Южном Техасе. Targa Resources
Совместное предприятие логистического подразделения Marathon Нефтяная и три другие компании заключили сделку по финансированию строительства нового трубопровода, который будет транспортировать природный газ из Пермского бассейна в Западном Техасе в хаб Агуа Дульсе возле Корпус-Кристи.
В заявлении, опубликованном поздно вечером в среду, MPLX LP из Огайо, оператор трубопровода WhiteWater Midstream в Остине и совместное предприятие нью-йоркской частной инвестиционной компании Stonepeak Infrastructure Partners и оператора трубопровода Midland West Texas Gas объявили об окончательном инвестиционном решении по трубопроводу Уистлер.
«Решение продвигать этот проект после получения достаточных обязательств от грузоотправителей демонстрирует наш дисциплинированный подход к инвестированию», — говорится в заявлении президента MPLX Майкла Хеннигана. «Ожидается, что Whistler обеспечит надежную транспортировку остаточного газа из Пермского бассейна, что имеет жизненно важное значение для нашей растущей позиции по переработке газа и производителей в регионе».
Прогноз: Промышленность СПГ ожидает сжигания природного газа в Пермском бассейне
Протяженность около 475 миль по 42-дюймовому газопроводу будет транспортировать 2 миллиарда кубических футов природного газа в день от центра Waha Hub в Пермском бассейне до узла Agua Dulce в Южном Техасе.
Предполагается, что трубопровод Уистлер будет введен в эксплуатацию к третьему кварталу 2021 года, он будет соединен с различными перерабатывающими предприятиями и трубопроводами на своем маршруте, в том числе с теми, которые служат для подачи сжиженного природного газа на экспортные терминалы сжиженного природного газа вдоль побережья Мексиканского залива и трубопроводы в Мексику.
Исправление топлива: Получайте заголовки новостей энергетики на свой почтовый ящик
MPLX, публичная дочерняя компания нефтеперерабатывающей компании Marathon Petroleum, владеет и эксплуатирует трубопроводы протяженностью более 8000 миль в 17 штатах.
Основанная в 2016 году компания WhiteWater Midstream получает финансовую поддержку от частной инвестиционной компании First Infrastructure Capital из Хьюстона.
Партнеры по «Северному потоку-2» пересматривают финансирование после краха совместного предприятия
Вера Экерт, Олег Вукманович
ФРАНКФУРТ / МИЛАН (Рейтер) — Западные партнеры по продлению газопровода в Европу под руководством «Газпрома» изучают альтернативные пути финансирования после того, как польский картель Офис заблокировал его разрешение в прошлом месяце, сообщают источники в компании и юридические источники.
Доска с логотипом нефтяной компании «Газпром нефть» на заправочной станции в Москве, Россия, 30 мая 2016 г. REUTERS / Максим Змеев / Фото из архива
Отказ Польши был основан на опасениях, которые «Газпром» и его партнеры могут поддержать их рыночная власть, например, путем диктовки потоков и цен в Польшу после того, как сибирский газ попадет в Германию через Балтийское море.
Пять западных партнеров «Газпрома» по совместному предприятию вышли, чтобы избежать затяжной битвы, но пообещали помочь сохранить проект, заявив, что добыча газа в Европе снижается, и они хотели получить долю в будущем бизнесе.
«Мы не закрыли дверь для Nord Stream 2», — сказал на этой неделе Клаус Шефер, генеральный директор Uniper, одного из пятерых.
«Мы придумаем что-нибудь умное».
Партнерами «Газпрома» являются Uniper, Wintershall, Shell, OMV и Engie.
Хотя подробности остаются в секрете, источники в группе говорят, что наиболее вероятными вариантами сейчас могут быть размывание текущих прав в качестве участников капитала, чтобы вывести совместное предприятие из досягаемости польского агентства, привлечение банковского долга или выдача ссуд Газпрому по более высокой цене. проценты, отражающие более высокий риск.
«Они (пять компаний) сосредоточатся на предоставлении долевого или иного акционерного финансирования проекту таким образом, чтобы не требовалось одобрение польского конкурса», — сказал Чарльз Бэнкс, партнер юридической фирмы Simmons & Simmons.
«Этому может помочь изменение прав, закрепленных за их акциями. Они могут рассматривать предоставление субординированного займа, а не собственного капитала ».
У западных фирм было бы по 10 процентов каждая, а у Газпрома — 50 процентов от предприятия стоимостью 8 миллиардов евро (9 миллиардов долларов) по проекту строительства трубопровода объемом 55 миллиардов кубометров, который должен начать работу в 2019 году.
В то время как «Газпром» в настоящее время несет все бремя финансирования и реализации проекта, он по-прежнему может обращаться к коммунальным службам за помощью в разведке, транспортировке и маркетинге.
Чтобы помочь с наличными деньгами, партнеры могут взять на себя обязательства по объемам и внести предоплату при подаче газа в трубопровод, возможно, уже обеспечив покупателей на этом этапе на другом конце.
Тьерри Bros, аналитик французского банка Societe Generale, сказал, что доля в капитале может быть разделена между двумя российскими компаниями, такими как «Газпром» и нефтяная компания «Роснефть».
Трубопровод протяженностью 1225 км (760 миль) будет проходить рядом с существующим «Северным потоком-1» того же объема, который был начат в 2011 году, и свяжет четыре западные стороны с «Газпромом». Он будет проходить из-под Санкт-Петербурга и заходить в Германию возле точки приземления «Северного потока-1».
Противники говорят, что «Северный поток — 2» может на неопределенное время связать Европу с «Газпромом» в то время, когда источников газа много, а больший выбор поможет снизить цены для потребителей. Вице-президент США Джо Байден в четверг назвал это «плохой сделкой» для Европы.
Питер Хьюз, советник Global Gas Partners, сказал, что «Газпром» хотел использовать первоначальное участие Запада, чтобы продемонстрировать заинтересованность потребителей, что теперь «явно намного сложнее».
«Северный поток — 2» также может вызвать геополитические проблемы из-за напряженности между Россией и Украиной.
Реализация одного проекта обходится дорого.
Совместная компания привлекла бы внешний капитал для покрытия 70 процентов затрат и предоставила бы 30 процентов, или 2.4 миллиарда евро, собственный капитал из расчета 50/50 процентов.
Без 1,2 миллиарда от западных компаний «Газпром» может столкнуться с трудностями, поскольку он также стремится возродить турецкий план строительства газопровода и работать над другим планом в Китай.
Представитель «Газпрома» от комментариев отказался.
(1 доллар = 0,8878 евро)
Дополнительный отчет Владимира Солдаткина в Москве, редактирование Нины Честни и Дэвида Эванса
Верховный суд США рассматривает заявку трубопроводной компании на захват земли в Нью-Джерси
ВАШИНГТОН, 28 апреля (Рейтер) — U.В среду Верховный суд Южной Африки рассмотрел иск группы энергетических компаний, стремящихся захватить землю, принадлежащую Нью-Джерси, для строительства газопровода стоимостью 1 миллиард долларов, поскольку государство утверждает, что его права будут ущемлены.
Судьи заслушали аргументы в апелляции PennEast Pipeline Company LLC, совместного предприятия, поддерживаемого энергетическими компаниями, включая Enbridge Inc (ENB.TO), на решение суда низшей инстанции в пользу правительства Нью-Джерси, которое возражает против изъятия земли.
Другие компании, входящие в консорциум для трубопровода длиной 116 миль (187 км) от Пенсильвании до Нью-Джерси, включают South Jersey Industries Inc (SJI.N), New Jersey Resources Corp (NJR.N) (NJR), Southern Co (SO.N) и UGI Corp (UGI.N).
Речь идет о законе США 1938 года, называемом Законом о природном газе, который позволяет частным энергетическим компаниям конфисковывать «необходимые» участки земли для проекта, если они получили сертификат Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC). По сути, это дает частным компаниям власть в выдающейся сфере, в которой государственные учреждения могут забирать собственность в обмен на компенсацию.
Решение в пользу штата Нью-Джерси ослабило бы Закон о природном газе, позволив штатам возражать против любых попыток захвата их земель.
Хотя некоторые судьи сочувствовали юридическим аргументам государства, они также проявляли осторожность в отношении вынесения постановления, которое отменяет давнее понимание закона и потенциально ставит под угрозу проект PennEast и другие ему подобные.
Главный судья Джон Робертс сказал, что это «совершенно необычно», что частные организации имеют право, обычно наделенное федеральным правительством, обращаться в суд с целью изъятия земли штата. Но Робертс также отметил, что Нью-Джерси выступает против проекта, а это означает, что, если он выиграет дело, возникнет «серьезная практическая проблема.«
Судья Стивен Брейер указал, что Закон о природном газе был принят именно потому, что штаты возражали против строительства трубопроводов.
« Это понимание существовало на протяжении последних 80 лет », — сказал Брейер, говоря о текущем процессе.
Адвокат PennEast, Пол Клемент, сказал, что проект будет «во власти Нью-Джерси», если трубопровод проиграет дело, потому что нет возможности изменить его маршрут без участия государства.
Один из способов, которым суд мог бы избежать некоторых из запутанные юридические вопросы заключались бы в том, чтобы принять аргумент, выдвинутый Климентом, о том, что иск выдающегося домена технически был возбужден против рассматриваемой земли, а не против государства.
Некоторые судьи предположили, что юридическая проблема может быть решена путем присоединения федерального правительства к иску, касающемуся трубопровода. Администрация президента Джо Байдена поддерживает PennEast в этом деле.
В 2018 году FERC одобрила запрос PennEast на строительство трубопровода. Затем компания подала в суд, чтобы получить доступ к собственности вдоль маршрута.
Нью-Джерси не давал согласия на конфискацию собственности PennEast, принадлежащей штату или в которой он имеет долю. Штат ссылается на 11-ю поправку к Конституции США, которая запрещает судам рассматривать определенные иски против штатов.
PennEast требует земли для строительства трубопровода, предназначенного для доставки 1,1 миллиарда кубических футов газа в день — этого достаточно для снабжения около 5 миллионов домов — от сланцевой формации Марселлус в Пенсильвании клиентам в Пенсильвании и Нью-Джерси.
После того, как федеральный судья одобрил арест собственности, 3-й окружной апелляционный суд США в Филадельфии постановил в 2019 году, что PennEast не может использовать выдающийся федеральный домен для осуждения земель, контролируемых государством. Также спорным по делу является то, имел ли 3-й округ юрисдикцию для рассмотрения апелляции.
Отчетность Лоуренса Херли; Дополнительная информация от Яна Вулфа; Редактирование Уилла Данхэма
Наши стандарты: принципы доверия Thomson Reuters.
Финансовая отчетность в нефтегазовой отрасли
% PDF-1.5 % 1 0 объект > / Метаданные 5762 0 R / Страницы 2 0 R / StructTreeRoot 408 0 R / Тип / Каталог >> эндобдж 5762 0 объект > поток 11.6958.2683333333333341592018-02-26T07: 20: 08.419-05: 00PwCd63b4ec656f4f3da71ed85b72a656a168e5ac4331723324 нефть, газ, pwc, финансовая отчетность, приложение 2017 / pdf2018-02-26T07:978-05: 00