Эксперт. Газ и Нефть №2 2010 / Expert. Gas & Oil #2/2010

Ежемесячный общенациональный промышленный журнал №2 2010

Новые газоанализаторы от Honeywell стр. 16

«Лукойл» разрабатывает новые масла стр. 22

Идет автоматизация Крайнего Севера стр. 32

Технология переработки нефтешлама стр. 36

200 МЛРД РУБЛЕЙ НА ОСВОЕНИЕ ВАНКОРА

МЕДИАРАМА

http://www.ae-trade.ru

http://www.mioge.ru

http://www.pcvexpo.ru

содержание

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОРЭдуард ЧумаковРУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТААлександр ШирокихВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОРМария ВинниковаЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРАМери СаркисянОБОЗРЕВАТЕЛЬЗинаида СацкаяКОРРЕСПОНДЕНТЫЕкатерина Брызгалова

Федор МакаровДмитрий МаляновСветлана ФегинаЛюдмила ЯгуткинаФОТО НА ОБЛОЖКЕ«Роснефть»КОРРЕКТОРМаргарита СоколоваВЕРСТКАМаксим ГончаровХУДОЖНИКСофья ЕвстигнееваКОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБААлександр ЛевинСветлана ПетроваАлексей Ярыгин (руководитель)

СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯУмед НуридиновОлег Синдюков [email protected]Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-22801.Учредитель и издатель: общество с огра-ниченной ответственностью «В2В-группа «Эксперт-Медиарама».Редакция журнала не несет ответственности за достоверность сведений в рекламе, плат-ных объявлениях и статьях, опубликованных под грифом «на правах рекламы».Перепечатка материалов только с разреше-ния редакции.

Ссылка на журнал обязательна.Подписной индекс по каталогу «Роспечать» - №47336 (на полугодие).Подписка через интернет: http://gasoil.mediarama.ru

АДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в.Тел.: (495) 730-0192.E-mail: [email protected].© «Эксперт. Газ и Нефть».Цена свободная. Тираж - 5 000 экземпляров.Подписано в печать 10.11.2010.Отпечатано в типографии «Домино Print New».

РЕДАКЦИЯ

6 ДНИ РОЖДЕНИЯ

ПЕРСОНА НОМЕРА8 «Кюне + Нагель» идет в нефтегаз

Интервью с директором по продажам и маркетингу «Kuehne + Nagel Россия» Маркусом Руулио (Markus Ruulio)

11 НОВОСТИ

КТО ЕСТЬ КТО12 VIP-персоны ВИНК

Руководители российских вертикально-интегрированных нефтяных холдингов

АНАЛИТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ16 Осторожно, газы!

Honeywell разработала новые приборы для обнаружения газов

ДОБЫЧА18 «Роснефть» идет на север

Компания приступила к разработке новых месторождений

8

18

Фото –

Екатерина БрызгаловаФот

о –

«Ро

снеф

ть»

http://gasoil.mediarama.ru ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010 5

ФОТОРЕПОРТАЖ22 Масло с предгорий Урала

Спецрепортаж с одного из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

ТРАНСПОРТИРОВКА26 «Северный» и «Южный» газовые потоки

28 ВИП-контроль магистралей

Методология диагностирования объектов магистральных нефтепроводов и продуктопроводов

АВТОМАТИЗАЦИЯ32 Автоматизация Крайнего Севера

«Газпром добыча Ямбург» внедряет малолюдные технологии

ЭКОЛОГИЯ36 Биотехнологии против нефтезагрязнений

Man Oil Group разработала технологию переработки нефтешлама

22

2832

Фото –

«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

Фото–

«Диаскан»Ф

ото – «Газпром добыча Ямбург»

6 ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010 http://gasoil.mediarama.ru

дни рождения

ДЕКАБРЬ2Владимир КОСТРИКИН, гене-ральный директор компании «Курскрегионгаз»3

Анатолий ЕЖ-КОВ, член прав-ления компании «Сибур Холдинг»

5Валентин КАЗАЧЕНКОВ, гене-ральный директор компании «Пе-тербургрегионгаз»6Сергей КАЛИТЮК, генеральный ди-ректор компании «Газпром экспо»Виктор КВАШНЕВ, генеральный директор компании «Новосибир-скрегионгаз»8Виктор ЛОРЕНЦ, президент ком-пании «Стройтрансгаз»9Сергей КОЛЕСНИЧЕНКО, гене-ральный директор компании «Адыгрегионгаз»Александр ПЧЕЛИНЦЕВ, гене-ральный директор компании «Газпромбанк-управление акти-вами»Михаил БАРКОВ, вице-президент по правовым и внешнеэкономи-ческим вопросам, связям с обще-ственностью компании «АК по транспорту нефти «Транснефть»11

Алексей ГОЛУБ-НИЧИЙ, гене-ральный дирек-тор компании «Газпром транс-газ Москва»

Николай ИНЮШИН, генераль-ный директор компании «Лукойл-Транс»12Зияд МАНАСИР, президент ком-пании «Стройгазконсалтинг»13

Александр ДЮ-КОВ, председа-тель правления, генеральный ди-ректор компании «Газпром нефть»

Урал РАХИМОВ, генеральный директор компании «АНК «Баш-нефть»Николай УЛЬЯНОВ, председатель «ВО Тяжпромэкспорт»15Сергей ИЛЬИНЫХ, генеральный директор компании «Лукойл-Аик»17Эдуард НАУМОВ, генеральный директор НП «Инновации в элек-троэнергетике (ИНВЭЛ)»

Павел ОКЛЕЙ, председатель со-вета директоров «МРСК Сибири» – технический ди-ректор «Холдинга МРСК»

18Евгений КОЛЬЦОВ, директор фи-лиала компании «Леноблгаз» – «Тосномежрайгаз»20Николай ТОКАРЕВ, председатель правления, президент «Акцио-нерной компании по транспорту нефти «Транснефть»21

Тигран ПЕТРО-СЯН, заместитель генерального ди-ректора по эко-номике и финан-сам «ТМК»

Владимир ЕРОХИН, председа-тель совета директоров компании «Сургутнефтегаз»22

Александр ШИ-РЯЕВ, генераль-ный директор «ТМК»

24Керим ГУСЕЙНОВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Махачкала»25Вадим МАЛОВ, генеральный ди-ректор «Группы компаний «Мор-ские и нефтегазовые проекты»26Андрей РОССИНСКИЙ, генераль-ный директор компании «Бургаз»28

Алексей ФИЛИП-ПОВСКИЙ, член правления «Сибур Холдинг» – вице-президент по эко-номике и финан-сам «Сибур»

ЯНВАРЬ1Рим СУЛЕЙМАНОВ, генеральный директор компании «Газпром до-быча Уренгой»Юрий ФЕДОРОВ, генеральный директор компании «Белкам-нефть»

Василий ГАНИ-ЧЕВ, генераль-ный директор компании «Ма-рийскрегионгаз»

Иван МАЗУР, председатель со-вета директоров компании «РАО Роснефтегазстрой»2Алексей КЛИМОВ, генеральный директор компании «Тамбовре-гионгаз»Александр МОЛОДЦОВ, гене-ральный директор компании «Сибтранснефтепродукт»Владимир НОЖИН, генеральный директор компании «Самаранеф-тегаз»3Марат БАГАМАНОВ, генеральный директор компании «Магистраль-ные нефтепроводы Центральной Сибири «Центрсибнефтепровод»4Рустем СУЛЬТЕЕВ, председатель совета директоров – первый за-меститель генерального директо-ра «Группы компаний «ТАИФ»Вячеслав ТЮРИН, генеральный директор компании «Газпром-транс»7Александр КАПНИК, гене-ральный директор компании «Стройтрансгаз-М»9Юрий НАРУШЕВИЧ, генераль-ный директор компании «РН-Бурение»10

Ильдус САРВА-РОВ, генераль-ный директор компании «Газ-промнефть – ОНПЗ»

Олег АШИХМИН, президент НП «Нефтяной клуб Санкт-Петербурга»

11Андрей КАПЛУ-НОВ, первый заме-ститель генераль-ного директора «ТМК»

Сергей АНСОВ, генеральный ди-ректор компании «РАО Роснефте-газстрой»12Эдуард ЧУМАКОВ, главный ре-дактор журнала «Эксперт. Газ и нефть»13

Сергей КОМИС-САРОВ, генераль-ный директор компании «Крас-нодарРегионГаз»

14 Илья ВЕРИГА, директор фи-лиала компании «Леноблгаз»-«Кириши»Анатолий СТЕПАНОВ, генераль-ный директор компании «Ом-скнефтепроводстрой»19Владимир ПАЛЬЦЕВ, генераль-ный директор компании «Том-скнефть»Сергей МАЗАЛОВ, генеральный директор компании «Ивановоре-гионгаз»20Валерий ЕЖОВ, генеральный ди-ректор компании «РН – Туапсин-ский НПЗ»Сергей ЖВАЧКИН, генеральный директор компании «Газпром трансгаз - Кубань»Виталий КУТЕПОВ, председатель правления – президент компании«Востокгазпром» – генеральный директор компании «Томскгаз-пром»Юрий ПАЛАГИН, директор Сара-товской газовой компанииМихаил СЛИПЕНЧУК, председа-тель совета директоров компании «Запсибгазпром» – генеральный директор «ИФК «Метрополь»24

Андрей КРУГЛОВ, заместитель пред-седателя правле-ния – начальник ф и н а н с о в о -экономического департамента ком-пании «Газпром»

25Владимир РАЗУ-МОВ, член правле-ния «Сибур Хол-динга» – старший исполнительный вице-президент компании «Сибур»

Павел СКИТОВИЧ, исполни-тельный вице-президент – за-меститель главного финансового директора компании «ТНК-ВР Менеджмент»26Михаил ВАЛИЕВ, президент «Концерна «Балтийская газовая компания»27Фанил МАЗИТОВ, генеральный директор компании «Башкирнеф-тепродукт»29Александр ПУЖАЙЛО, генераль-ный директор компании «Гипро-газцентр»31

Алексей МИЛ-ЛЕР, председа-тель правления компании «Газ-пром»

http://www.europetro.com/summit_rus


персона номера

- Ваша компания уделяет боль-

шое внимание развитию логистики

нефтегазовой отрасли. Можете ли

Вы обозначить в процентном со-

отношении долю нефтегазовой

отрасли в общем объеме заказов

компании? Отличаются ли эти дан-

ные от показателей предыдущих

лет? Охарактеризуйте, пожалуй-

ста, общую тенденцию в отрасли…

Если брать период с середи-

ны нынешнего года, тенденция

заказов по-прежнему такая же,

как мы видели в начале года,

– устойчивый рост объемов за-

казов в целом и в нефтегазовом

секторе в частности. Рынок по-

степенно восстанавливается по-

сле кризиса 2008–2009 годов,

крупные нефтегазовые компании

разрабатывают новые проекты,

проводят тендеры, таким образом

устанавливая новые возможности

для нас, специалистов в области

логистики, чья главная цель за-

ключается в обеспечении полной

3PL- (а во многих случаях уже

4PL-) цепочки поставок для наших

клиентов. Во второй половине

2010 года нам удалось успешно

завершить работу над первым за-

казом одного из лидеров на рын-

ке нефтегазового оборудования,

поставщика негабаритной техни-

ки для оснащения нефтегазовых

месторождений. В настоящий мо-

мент мы получили второй запрос

от этого клиента на поставку дан-

ного оборудования уже на другую

площадку.

Как вам известно, в этом году

открыто представительство в Мур-

манске для обеспечения участия

компании в реализации проекта

освоения Штокмановского ГКМ и

оказания услуг компаниям нефте-

газовой отрасли. Для реализации

Штокмановского проекта, безу-

словно, возникнет потребность в

комплексных логистических реше-

ниях, оказываемых отечественным

и иностранным компаниям. Kuehne + Nagel является одним из ведущих

поставщиков логистических услуг в

России, и спектр наших решений

постоянно растет. Теперь Kuehne

+ Nagel представлен и в этом стра-

тегически важном регионе, что по-

зволит нам укрепить позиции как

на российском, так и на междуна-

родном рынке.

Мы уверены, что этот проект бу-

дет способствовать развитию Мур-

манской области.

Недавно приступило к работе

представительство в Ногликах на

Сахалине. Поселок Ноглики яв-

ляется важнейшим транспортным

узлом для нефтегазового сектора

на Сахалине. Наше новое предста-

вительство значительно расширяет

присутствие компании на Сахалине

и позволит увеличивать объемы и

виды услуг, предлагаемых заказ-

чикам.

Данные представительства уси-

лят позиции компании в важнейших

регионах нефтегазового сектора.

Присутствие на местном рынке

в нужное время позволит спе-

циалистам нефтегазовой отрас-

ли Kuehne + Nagel по всему миру

успешно участвовать в развитии

данных проектов.

- Что входит в компетенцию ва-

шей компании при работе с нефте-

газовыми фирмами?

Мы считаем, что Kuehne + Nagel

является одним из крупнейших

3PL- логистических провайдеров в

России среди крупнейших мировых

игроков на этом рынке услуг.

При взаимодействии с клиен-

том мы выстраиваем партнерские

отношения, соблюдая этические

и корпоративные нормы. Уникаль-

ные IT-решения, базирующиеся на

внедрении и применении глобаль-

ных информационных технологий

компании, а также накопленный

«Кюне + Нагель» идет в нефтегазИнтервью с директором по продажам и маркетингу «Kuehne + Nagel Россия» Маркусом Руулио (Markus Ruulio)Мери Саркисян

Маркус Руулио окончил бизнес-колледж и получил диплом маркетолога. Более 30 лет работает в области продаж и маркетинга в сфере международной логистики. Занимал руководящие должности в крупных международных компаниях, в част-ности в лесопромышленной компании и одном из крупнейших портов. Имеет опыт работы в разных странах мира, включая Великобританию, Саудовскую Аравию, Россию. С 2007 г. работает в компании Kuehne + Nagel на должности директора по развитию бизнеса логистики продукции лесопереработки. С 2009 г. – директор по продажам и маркетингу «Kuehne + Nagel Россия».

Фото –

Екатерина Брызгалова


опыт и знания данного сектора

промышленности в нефтегазовом

подразделении Kuehne + Nagel в

мире позволяют нам говорить об

очевидных преимуществах компа-

нии в этом направлении.

- В чем заключается специфика

работы Kuehne + Nagel с клиента-

ми из «нефтянки»?

Можно выделить несколько клю-

чевых особенностей:

- четкое соблюдение временных

рамок и реализация проекта в сжа-

тые сроки. Время и скорость явля-

ются решающими, когда речь идет

о поставке запчастей, поскольку

простой буровой установки влечет

за собой большие потери;

- предоставление специализиро-

ванных логистических решений с

учетом конкретных нестандартных

требований заказчика;

- отлаженная координация как

для стандартных поставок, так и

для проектных перевозок (буровые

установки), ведь груз приходит из

различных пунктов отправки, и его

консолидация, упаковка и прочие

процессы требуют 100% концен-

трации;

- быстрое реагирование на чрез-

вычайные ситуации;

- успешное решение непростых

задач, связанных с таможенным

оформлением груза.

В России одной из главных задач

для нас является получение основ-

ной части логистического бизнеса

ключевых игроков в данном секторе.

- Ранее Вы отмечали, что компа-

нии нефтегазовой отрасли требуют

нестандартных решений. В чем это

выражается?

Когда речь идет о логистических

решениях для клиентов нефтегазо-

вого сектора, то каждый раз под-

разумевается работа по индивиду-

альному графику с привлечением

проектной команды. Возможности

Kuehne + Nagel в нефтегазовом

секторе позволяют компаниям

данной области контролировать

логистические процессы и фор-

мировать стратегию по всем на-

правлениям, включая управление

заказами, транспортировку, дис-

трибуцию и безопасность.

Мы предлагаем полный спектр

логистических услуг для расшире-

ния бизнеса заказчика и продви-

жения на новых рынках. Решения,

предлагаемые нефтегазовым под-

разделением Kuehne + Nagel, спе-

циально разработаны для удовлет-

ворения комплексных требований

данной отрасли промышленности:

наличие специализированного от-

дела для управления проектами,

обеспечение полной цепочкой по-

ставок для нефтегазового сектора,

доставка запчастей для буровых

установок, логистическое обслу-

живание баз, полное соответствие

требованиям FCPA. Услуги компа-

нии в области поставки запчастей

и сопутствующего оборудования

включают сбор груза по всему

миру, авиа-, морские и наземные

перевозки, импорт и экспорт груза,

доставку груза от двери до двери,

регулярные внутренние доставки

по стране в нефтегазовые регионы,

чартерные вертолетные перевозки.

- Чем ваша компания отличается

от других, конкурирующих с ней на

рынке? Есть ли в перечне ее услуг

какие-либо эксклюзивные предло-

жения?

«КН Логин» - информационное

логистическое решение Kuehne

+ Nagel - представляет собой се-

тевой инструмент мониторинга и

управления за перевозками груза.

«КН Логин» обеспечивает надеж-

ное и эффективное управление

транспортными и информацион-

ными потоками.

Данный инструмент позволяет

отслеживать груз на всем протяже-

нии цепочки поставок. Последняя

версия «КН Логин» имеет единую

структуру вне зависимости от типа

перевозки: море, авиа, авто, ж/д и

контрактная логистика.

Пользователям «КН Логин»

предоставляется доступ к систе-

ме с индивидуальным логином и

паролем на web-портале Kuehne +

Nagel.

- Какое оборудование вы исполь-

зуете при транспортировке груза?

Какой парк оборудования в рас-

поряжении Kuehne + Nagel?

Глобальная стратегия Kuehne +

Nagel предполагает лизинг необ-

ходимых транспортных средств.

Эта стратегия обеспечивает гиб-

кость при работе с клиентами, по-

скольку позволяет не зависеть от

ограниченного парка оборудова-

ния, но работать с надежными суб-

подрядчиками, предоставляющими

необходимые виды транспортных

средств независимо от срочности

или трудности проекта.

Это особенно важно, когда мы

говорим о логистике нефтегазово-

го сектора.

Сотрудничество с данными

клиентами не обязательно пред-

полагает работу только с негаба-

ритными/тяжеловесными грузами.

Напротив, когда мы говорим о

поставке запчастей, это предпо-

лагает регулярную консолидацию

запасных частей по всему миру и

перевозки грузов в стандартных

контейнерах по морю, авиапере-

возки по всему миру или обычные

автомобильные перевозки.

Когда же речь идет о транспор-

тировке тяжеловесных грузов, на-

пример турбин, перед нами встает

ряд непростых задач, связанных

со спецификой груза, пунктом от-

правки и назначения, в которых

зачастую отсутствует надлежащая

инфраструктура (особенно это

касается пунктов назначения где-

нибудь в глубинке России). В этом

случае нашими специалистами

разрабатываются индивидуальные

решения под проект заказчика.

Приходится применять специаль-

ное подъемное оборудование для

погрузо-разгрузочных работ, при-

цепы для довоза груза. Но, повто-

рюсь, каждый раз это индивиду-

альный подход и индивидуальное

решение.

Фото –

Kuehne + N

agel

Фото –

Kuehne + N

agel

Возможности Kuehne + Nagel в нефтегазовом секторе позволяют контролировать логистические процессы по всем направлениям: управление заказами, транспортировка, дистрибуция и безопасность


персона номера

- Опишите цепочку поставок:

от момента получения заказа и до

момента доставки груза в пункт на-

значения?

После поступления в отдел за-

явка обрабатывается нашими спе-

циалистами, груз проверяется на

предмет необходимости упаковки,

поскольку многие детали поступа-

ют к нам на склад неупакованными.

Далее проверяются габаритные

размеры груза, в случае если по-

требуется перевозка авиафрахтом,

если мы задействованы в таможен-

ном оформлении, то проверяем все

документы и сертификаты. Далее

по порядку следуют транспорти-

ровка, таможенное оформление,

доставка на место (либо на проме-

жуточный пункт – наш склад в Мо-

скве, либо сразу на нефтегазовое

месторождение). Также возможны

перегрузка и временное хранение

на складе Kuehne + Nagel по тре-

бованию.

- Ваша компания уделяет боль-

шое внимание набору и подготовке

персонала. Как вы справляетесь?

Существуют различные факто-

ры, которые, как мы считаем, яв-

ляются основополагающими фак-

торами нашего успеха в России.

Прежде всего, в логистическом

процессе задействованы люди. Мы

всегда стараемся набирать лучших

специалистов, которые проходят

профессиональную подготовку

и тренинги на национальном и

международном уровне. Компания

уделяет большое внимание пла-

нированию карьеры сотрудников

и обеспечению достойного уров-

ня вознаграждения. Вместе с тем

компания предоставляет отличные

условия для работы в сочетании с

преимуществами одного из клю-

чевых игроков в данном сегменте

рынка.

- Какова динамика развития биз-

неса в Восточной Европе?

Kuehne + Nagel – одна из первых

логистических компаний, открыв-

шая офисы в Восточной Европе в

1990-х. С этого времени основной

задачей Kuehne + Nagel был рост

и позиционирование себя в стра-

нах региона как лидера в области

морского и авиафрахта, наземных

перевозок и контрактной логисти-

ки. Восточная Европа является

разноплановым регионом, где об-

становка меняется достаточно бы-

стро, в связи с чем нам постоянно

следует думать о новых преиму-

ществах, предоставляемых кли-

ентам. Мы следуем выработанной

стратегии, укрепляем положение

на рынке и расширяем горизонты

на будущее.

В целом Восточная Европа явля-

ется одним из ключевых регионов

роста Kuehne + Nagel Group. С тем

чтобы максимально увеличить по-

тенциальный бизнес на местных

рынках, были объединены две ре-

гиональные организации (северо-

востока и юго-востока Европы)

в одну. Новый регион Восточной

Европы включает в себя 21 стра-

ну: Албанию, Австрию, Беларусь,

Боснию, Болгарию, Хорватию,

Кипр, Чешскую Республику, Эсто-

нию, Грецию, Венгрию, Латвию,

Литву, Македонию, Польшу, Румы-

нию, Россию, Сербию, Словакию,

Словению и Украину. В регионе

расположено 75 офисов и более

700 000 м2 складских площадей,

штат сотрудников насчитывает бо-

лее 5000 человек. Региональная

штаб-квартира находится в Вене.

- Весной этого года состоялась

нефтегазовая выставка, каковы ее

результаты для Kuehne + Nagel?

«Kuehne + Nagel Россия» впер-

вые участвовал в подобном меро-

приятии нефтегазовой отрасли со

своим стендом. Главной целью для

нас было заявить о развитии не-

фтегазового направления в рамках

компании, узнать тенденции, кото-

рые происходят в данном секторе,

обменяться мнениями о дальней-

шем развитии этого сегмента в

России и, безусловно, наладить от-

ношения с партнерами по бизнесу.

- Есть ли у вас планы по расши-

рению своей компании в бывших

советских республиках?

Kuehne + Nagel имеет амбициоз-

ные планы по развитию компании

в России и в Восточной Европе, и

мы можем ожидать дальнейшего

расширения этого направления в

будущем.

В феврале 2010 года Kuehne +

Nagel Group основала дочернюю

компанию в Беларуси, в Минске.

Открытие нового офиса является

решающим шагом к дальнейшей

интеграции этой части рынка в

нашу глобальную логистическую

сеть с предоставлением комплекс-

ного обслуживания. Благодаря гео-

графическому положению между

Европой, Россией, Казахстаном и

Китаем Беларусь является страте-

гически важной страной, в которой

мы видим интересные возможности.

Cобственный филиал позволит луч-

ше интегрировать логистические

возможности страны в нашу все-

мирную сеть и ускорить расшире-

ние в Восточной Европе. Открытие

данного офиса также даст возмож-

ность предлагать нашим клиентам

полный спектр интегрированных

логистических услуг в таких сферах,

как автомобильная, фармацевтиче-

ская, химическая промышленность,

розничная торговля, энергетика,

целлюлозно-бумажная промышлен-

ность и лесопереработка.

Помимо FTL, LTL еженедельных

услуг между Беларусью, Европой,

Россией и Казахстаном Kuehne +

Nagel также предлагает авиапе-

ревозки через аэропорт Минска,

а также LCL- и FCL-услуги через

порты Клайпеды и Риги. Беларусь

является привлекательным регио-

ном для крупных международных

компаний из Европы и Азии для ве-

дения бизнеса в Восточной Европе.

Наши интегрированные логистиче-

ские услуги в сочетании с прове-

ренными знаниями местного рынка

могут оказать им поддержку в улуч-

шении эффективности цепочки по-

ставок и надежности.

Фот

о –

Kue

hne

+ N

agel

Решения, предлагаемые нефтегазовым подразделением Kuehne + Nagel, специально разработаны для удовлетворения комплексных требований

данной отрасли промышленности: наличие специализированного отдела для управления проектами, обеспечение полной цепочкой поставок для

нефтегазового сектора, доставка запчастей для буровых установок


новости

UniSim R400 улучшает профессиональные навыкиHoneywell усовершенствовала комплекс обучающих программ, который помогает опе-

раторам промышленных предприятий обеспечить более безопасную и эффективную

работу производственных линий. UniSim R400 включает новые инструменты, которые

обеспечат предприятия перерабатывающей промышленности более простой процедурой

сертификации работающих на предприятии операторов. Также он обладает новыми воз-

можностями виртуализации, благодаря которым операторы смогут проходить обучение

на своем рабочем месте. UniSim обеспечивает прямую связь с любой системой обу-

чения, что позволяет компаниям предлагать

практические обучающие задания. Данный

тип обучения сокращает период получения

знаний и повышает его качество на 70%.

Возможности виртуального размещения

UniSim позволяют разворачивать курсы обу-

чения на любом рабочем месте. Это помога-

ет операторам проходить обучение по прямой

интернет-ссылке, даже когда они находятся

не в традиционном центре обучения. Упро-

щение обучения снижает стоимость курсов в

расчете на одного обучающегося.

Ruukki поставляет металлоконструкции на Сахалин Компания Ruukki, европейский поставщик комплексных решений из металла для

строительства и машиностроения, завершила поставки металлоконструкций для

возведения сейсмостойкого производственно-технического комплекса «Сахалин-

Шельф-Сервис» в Южно-Сахалинске.

Строящийся комплекс площадью более 10 тыс. м2 состоит из производственного здания,

административно-бытового корпуса и лаборатории. База используется для подготовки

оборудования при разработке шельфовых месторождений нефти и газа на проектах Са-

халин-1, 2 и 3. Объекты были изготовлены и поставлены за пять месяцев на расстояние

6000 км. На объектах будут проводить техническое обслуживание нефтедобывающего

и бурового оборудования. Устойчивость сооружений к возможным землетрясениям обе-

спечивается за счет механических характеристик стального каркаса. При воздействии

внешних нагрузок металлоконструкции способны к сжиманию и растяжению. За счет

этого они сохраняют свою сейсмическую, температурную и ветровую стойкость.

Фото –

Honeywell

Фото –

«Группа ГМС»

Рост отгрузок «ТМК» Трубная металлургическая ком-

пания («ТМК») увеличила от-

грузки почти на 55%, поставив

потребителям 1,86 млн тонн

продукции. Возросли отгруз-

ки трубной продукции «TMK»

IPSCO, которые осуществля-

лись для заказчиков, ведущих

добычу сланцевого газа. На-

блюдается стабильное увели-

чение спроса на премиальные

резьбовые соединения на рын-

ках России и Северной Амери-

ки. Это позволило компании

отгрузить в первом полугодии

2010 года более 219 тыс. со-

единений премиум-класса, что

на 124% больше, чем в первом

полугодии 2009 года.

Реализация «Газпромом» и

«Транснефтью» трубопроводных

проектов уже сейчас обеспечива-

ет загрузку мощностей по произ-

водству ТБД на Волжском труб-

ном заводе (входит в «ТМК»).

Рынок России и СНГ в сегменте

труб OCTG и линейных труб так-

же демонстрируют умеренный

рост. «ТМК» участвует в проектах

«Роснефти» по освоению Ванкор-

ского месторождения, в проектах

«Сургутнефтегаза» и ТНК-ВР в

Восточной Сибири, продолжает

поставки для месторождений в

Западной Сибири.

«Нефтемаш» выиграл тендер «ГМС Нефтемаш» (Тюмень), входящее в «Группу

ГМС», отгрузило первую партию блоков распределе-

ния воды по контракту с «Сургутнефтегазом».

Контракт предусматривает изготовление и поставку

75 блоков распределения воды.

Блок распределения воды (блок гребенок) предназна-

чен для распределения, измерения расхода и давле-

ния воды, закачиваемой в нагнетательные скважины

системы поддержания пластового давления (ППД).

«Роснефть» купила 50% Ruhr Oel НК «Роснефть» и государственная нефтяная компания

Венесуэлы Petroleos de Venezuela S.A. (PDVSA) под-

писали соглашение о приобретении «Роснефтью» у

PDVSA 50% доли в компании Ruhr Oel GmbH.

Сумма сделки составит $1,6 млрд, не включая при-

надлежащие PDVSA запасы сырья и дебиторскую

задолженность, которые будут оценены на момент

завершения сделки.

Ruhr Oel Gmbh является совместным перерабаты-

вающим и сбытовым предприятием PDVSA и ВР,

в котором каждой из сторон принадлежит по 50%.

Приобретение Ruhr Oel увеличит перерабатывающие

мощности «Роснефти» на 11,6 млн тонн в год.

http://www.vzr.ru

кто есть кто

VIP-персоны ВИНКРуководители российских вертикально-интегрированных нефтяных холдингов«Лукойл»

Президент, председатель

правления

Вагит АлекперовРодился 1 сентября 1950 г. В

1974 г. окончил Азербайджан-

ский институт нефти и химии им.

Азизбекова по специальности

«горный инженер по технологии

и комплексной механизации раз-

работки нефтяных и газовых ме-

сторождений». В 1974–1979 гг.

работал в производственном объединении «Каспморнефть»

мастером по добыче нефти и газа, инженером-технологом,

начальником смены, мастером, старшим инженером, заме-

стителем начальника нефтепромысла.

В 1979–1985 гг. работал на руководящих должно-

стях в производственных объединениях «Сургут-

нефтегаз» и «Башнефть». В 1985–1987 гг. – первый

заместитель генерального директора ПО «Баш-

нефть» по Западной Сибири. В 1987–1990 гг.

работал генеральным директором производ-

ственного объединения «Когалымнефтегаз».

В 1990–1991 гг. – заместитель,

первый заместитель министра

нефтяной и газовой промыш-

ленности СССР.

В 1992–1993 гг. – пре-

зидент нефтяного кон-

церна «ЛангепасУрай-

Когалымнефть». С

1993 г. – президент

«Лукойла».


Фот

о –

«ТН

К-ВР

»


«Сургутнефтегаз»Генеральный директор

Владимир БогдановРодился 28 мая 1951 г.

В 1973 г. окончил Тюменский

индустриальный институт по спе-

циальности «горный инженер

по бурению нефтяных и газовых

скважин». В 1990 г. окончил Ака-

демию народного хозяйства при

Совете Министров СССР. В 1973–

1976 гг. работал в Нижневартов-

ском управлении буровых работ

№ 1. В 1976–1978 гг. работал в

Сургутском управлении буровых

работ №2. В 1978–1980 гг. – заместитель начальника управления

по бурению, заместитель генерального директора, начальник

управления по бурению ПО «Юганскнефтегаз» «Главтюменнефте-

газа». В 1980–1981 гг. – заместитель генерального директора ПО

«Сургутнефтегаз» «Главтюменнефтегаза» Министерства нефтя-

ной промышленности СССР (Сургут). В 1981–1983 гг. – замести-

тель генерального директора – начальник управления по бурению

ПО «Сургутнефтегаз». В 1983–1984 гг. – заместитель начальника

Главного Тюменского производственного управления по нефтяной

и газовой промышленности по бурению Министерства нефтяной

промышленности СССР (Тюмень). В 1984–1993 гг. – генеральный

директор ПО «Сургутнефтегаз». С 1993 г. – генеральный директор

компании «Сургутнефтегаз».

«ТНК-ВР Холдинг»Исполнительный директор

Герман Хан Родился 24 октября 1961 г. В 1982 г. с отличием

окончил индустриально-педагогический техникум.

В 1988 г. окончил Московский государственный ин-

ститут стали и сплавов, факультет литья черных ме-

таллов. Герман Хан является одним из основателей

консорциума «Альфа-Групп», одной из крупнейших

частных российских финансово-промышленных

корпораций. В 1992–1998 гг. занимал различные

руководящие должности в консорциуме «Альфа-

Групп». Также в 1995–1998 гг. работал директором

сырьевого департамента «Альфа-Эко», крупнейшей трейдинговой компании,

входящей в состав «Альфа-Групп». В 2000–2003 гг. занимал пост заместителя

председателя правления «ТНК». Является исполнительным директором «ТНК-

ВР» с момента образования компании в 2003 г. Также входит в наблюдатель-

ный совет консорциума «Альфа-Групп», в советы директоров компаний «НГК

Славнефть», Alfa Finance Holdings S.A. (нефтяные и финансовые активы) и

ABH Holdings Corp. (холдинговой компании банковской группы «Альфа-Банк»).


кто есть кто

НГК «Славнефть»Президент

Юрий Суханов Родился 16 сентября 1963 г. В 1985 г. окончил

Московский институт инженеров железнодорож-

ного транспорта. Трудовую деятельность начал

на «Московской железной дороге» дежурным по

парку, работал на должностях до главного инже-

нера станции. С 1994 г. работал в коммерческих

структурах, занимающихся транспортировкой

нефтепродуктов. В 1996–2000 гг. работал началь-

ником департамента реализации нефтепродуктов

«Сибнефть» (Омск). В январе 2000 г. был назна-

чен советником президента АО «Славнефть». С

марта 2000 г. по апрель 2002 г. – вице-президент

АО «Славнефть» по коммерческой деятельности, курировал вопросы сбыта

и транспортировки нефтепродуктов. С июня 2001 г. – член совета директоров

компании «Славнефть-Ярославнефтепродукт».

«Татнефть» Генеральный директор

Шафагат ТахаутдиновРодился 23 апреля 1964 г.

Окончил нефтяной техникум, затем Московский институт нефтехимической и газовой

промышленности им. Губкина. В 1965 г. начал работать помощником бурильщика Альме-

тьевского управления буровых работ, затем был оператором по добыче нефти, мастером

подземного ремонта скважин, начальником цеха этого же управления. В 1978–1985 гг. – на-

чальник управления «Джалильнефть», начальник нефтегазодобывающего управления «Аль-

метьевнефть». В 1985–1990 гг. был первым секретарем Лениногорского горкома КПСС. С

1990 г. – главный инженер – первый заместитель гендиректора «Татнефть». 28 апреля 1995

г. был избран депутатом Государственного Совета Татарстана от округа № 93. Баллотиро-

вался как независимый кандидат. Член Комиссии Госсовета по вопросам экономического

развития и реформ. С мая 1997 г. – член совета директоров банка «Зенит». 21 июня 1999 г. назначен генеральным дирек-

тором компании «Татнефть». С июля 1999 г. – член совета директоров банка «АК Барс» (Казань). В 1999 г. был избран

председателем совета директоров ОАО «Нижнекамский НПЗ».

В июне 2000 г. избран членом совета директоров «Ритэк». С июля 2000 г. – председатель совета директоров компании

«Нижнекамскшина». В 2000–2004 гг. – депутат Государственного Совета РТ второго созыва. С марта 2004 г. – депутат

Государственного Совета РТ третьего созыва. Доктор экономических наук.

Фот

о –

«Га

зпро

м не

фть

»


НК «РуссНефть» Президент

Михаил ГуцериевМихаил Гуцериев родился 9 марта 1958 г. Окон-

чил Технологический институт, Джамбул, Казахская

ССР и Российский государственный университет

нефти и газа им. Губкина, а также Финансовую

академию при Правительстве РФ, Москва, Санкт-

Петербургский юридический университет.

На заре перестройки создал первое на Северном

Кавказе совместное российско-итальянское пред-

приятие – мебельную фабрику «Чиитал». В 1991 г.

был избран председателем Ассоциации предприни-

мателей Чечено-Ингушской АССР. В 1992 г. создал

и возглавил в Москве промышленно-финансовую

компанию «БИН». С 1994 г. – президент акционерного коммерческого банка «БИН». В

1994 г. избран президентом консорциума «БИН». В ноябре 1994 г. создал первую в России

зону экономического благоприятствования «Ингушетия» и был назначен ее главой. В 1995

г. избран депутатом Госдумы ФС РФ второго созыва. В декабре 1999 г. избран депутатом

Государственной Думы Федерального Собрания третьего созыва. В феврале 2000 г. из-

бран президентом НК «Славнефть». В феврале 2001 г. избран вице-президентом Рос-

сийского союза промышленников и предпринимателей. В феврале 2001 г. первым из ру-

ководителей нефтегазового комплекса страны избран действительным членом РАЕН. В

2002 г. основал и возглавил нефтегазовую компанию «РуссНефть». В 2003 г. переизбран

вице-президентом Российского союза промышленников и предпринимателей.

«Газпром нефть»Председатель прав-

ления, генеральный

директор

Александр ДюковРодился 13 дека-

бря 1967 г. Окончил

Ленинградский ко-

раблестроительный

институт. В 1996–

1998 гг. последо-

вательно занимал

должности финан-

сового директора

и генерального директора «Петербургского не-

фтяного терминала». В 1998 г. – директор по эко-

номике, в 1999 г. – и. о. генерального директо-

ра компании «Морской порт Санкт-Петербург».

В 2000 г. вновь приступил к работе в компании

«Петербургский нефтяной терминал» в долж-

ности председателя совета директоров. В 2003–

2006 гг. – президент компании «Сибур». С ноября

2006 г. – председатель совета директоров «Си-

бур Холдинг». С 30 декабря 2006 г. – президент

компании «Газпром нефть». С января 2008 г. –

председатель правления, генеральный директор

компании «Газпром нефть».


аналитическое оборудование

Осторожно, газы!Honeywell разработала новые приборы для обнаружения газовМаксим Медведев

Компания Honeywell – одна из ве-

дущих в России и в мире в области

промышленной автоматизации. На

российском рынке Honeywell уже

давно зарекомендовала себя как

надежного партнера с высококва-

лифицированным штатом профес-

сионалов и производителя инно-

вационных технологий. Компания

располагает широким ассортимен-

том продукции, от датчиков до си-

стем управления цепочками поста-

вок, которая позволяет создавать

комплексные решения. В арсенале

также присутствуют программы по

реализации проектов построения

крупных интегрированных систем.

Решения Honeywell в первую оче-

редь нацелены на безопасность,

надежность, экономичность и

экологичность. Производственно-

хозяйственная деятельность долж-

на быть абсолютно безопасной для

персонала, оборудования и про-

цессов, – так считают в компании.

Системы автоматизации и управ-

ления Honeywell направлены на

сокращение издержек и простоев,

увеличение производительности,

максимизацию окупаемости инве-

стиций и повышение эксплуатаци-

онной готовности. Таким образом,

сегодня Honeywell предоставля-

ет самые современные системы

управления и контроля, а также

самое качественное оборудование

и высококлассный сервис. В этом

году компания выпустила ряд но-

вых приборов в области автомати-

зации нефтегазовой промышлен-

ности. К ним можно отнести новую

линейку устройств обнаружения га-

зов и новую серию трансмиттеров

Honeywell Analytics.

Линейка устройств для обнаружения газовОдной из новинок 2010 года яв-

ляется четырехкомпонентный дат-

чик GasAlertMaxXT. Данный прибор

со встроенным насосом отбора

проб определяет концентрацию ме-

тана, сероводорода, угарного газа

и кислорода в воздухе. Устройство

GasAlertMaxXT предотвращает вса-

сывание любых жидкостей в насос,

в том числе и воды. Прибор осна-

щен системой сбора данных и жур-

налом регистрации событий.

Другая новинка – GasAlertQuattro.

Этот портативный детектор также

является четырехкомпонентным

прибором, но в отличие от про-

шлой серии обладает повышен-

ной надежностью за счет системы

самодиагностики. Ежесекундно на

каждый из датчиков GasAlertQuattro

посылает сигнал и получает от них

отклик. Таким образом подтверж-

дается нормальное функциони-

рование всех датчиков. Их работу

можно проверить по мигающему

маячку, расположенному в верхней

части прибора, который очень хо-

рошо виден на расстоянии. Данная

технология позволяет работникам

отделов охраны труда мгновен-

но определять, что сотрудники,

пользующиеся в настоящее время

прибором, находятся в безопас-

ности, их прибор исправен, и на

рабочей площадке отсутствуют

опасные концентрации газов. Все

семейство портативных приборов

перед выходом на рабочую смену

проверяется при помощи станции

MicroDock II. Для проверки реак-

ции датчиков на тестовые концен-

трации газовоздушной смеси и

настройки портативного прибора

на станции MicroDock II требуется

всего две минуты. Данная станция

осуществляет проверку работоспо-

собности приборов, производит за-

рядку их аккумуляторов, из памяти

приборов скачивает данные, кото-

рые затем обрабатываются на пер-

сональном компьютере и в режиме

онлайн выводятся на систему верх-

него уровня. Затем данные с детек-

торов газов совместно с данными

с других полевых устройств могут

использоваться автоматизирован-

ной системой контроля техноло-

гических параметров предприятия

Experion.

Основные технологии газообнаруженияКак известно, термокаталитиче-

ские датчики были разработаны

уже более 50 лет назад. Ведущую

роль в их разработке сыграл инже-

нер Джошуа Зигер, который в даль-

нейшем основал компанию Sieger Ltd., ставшую одним из лидеров

среди производителей оборудова-

ния для обнаружения газов. Сейчас

торговая марка Sieger принадле-

жит компании Honeywell Analytics.

Honeywell International – американская корпорация, производящая электронные системы управления и автоматизации. Специализируется на разработках в области аэрокосмического оборудования, технологий для эксплуатации зданий и промышлен-ных сооружений, автомобильного оборудования, турбокомпрессоров и специализиро-ванных товаров. Штаб-квартира корпорации расположена в Моррис-Тауншипе (штат Нью-Джерси, США). Корпорация была основана в 1906 г. В 1974 г. компания открыла представительство в Москве, в 1992 г. – филиалы в Санкт-Петербурге и Киеве, в 1996 г. – представительство в Новосибирске. Системы автоматизации Honeywell установлены на 12 из 13 крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России.

Все

фот

о –

Hon

eywe

ll


Для обнаружения токсичных га-

зов в настоящее время использу-

ются электрохимические датчики.

Для определения и обнаружения

концентрации углеводородных га-

зов используются инфракрасные

датчики, такие как Searchpoint

Optima Plus. Этот датчик управля-

ется встроенным микропроцессо-

ром и использует инфракрасный

чувствительный элемент. Датчик

обладает функцией самодиагно-

стики и поиска неисправностей.

Прибор способен определять ши-

рокий спектр углеводородных га-

зов, включая пары растворителей.

Предусмотрено более 100 видов

калибровки. Выбирая технологию

газообнаружения, следует учиты-

вать окружающие условия, в ко-

торых будет работать датчик газа.

Например, наличие в воздухе па-

ров газов, содержащих в своей

химической формуле серу, хлор

и кремнийсодержащие

соединения, снижа-

ет срок эксплуатации

термокаталитиче-

ских датчиков, ока-

зывает пагубное

воздействие на

их работу, снижая

чувствительность

пеллистора. При-

менение датчиков

Searchpoint Optima Plus

вместо термокаталитических

исключает эту проблему, так

как инфракрасные датчики

не чувствительны к наличию

в воздухе отравляющих ком-

понентов. Отличительной особен-

ностью и главным достоинством

Searchpoint Optima Plus является

возможность работы в сложных

погодных условиях за счет того,

что оптика на данном датчике по-

догреваемая. В том случае, когда

измерение происходит в условиях

тумана или наличия водяной пыли,

микропроцессор, который встро-

ен в датчик, вносит поправочный

коэффициент, в результате чего

выходной сигнал датчика остается

в линейной зависимости от изме-

ряемой концентрации газа. След-

ствием этого является исключение

ложных срабатываний и ошибоч-

ных сигналов неисправности.

В подобных случаях внешние

факторы не влияют на точность

измерения. Система подогрева

оптических компонентов исклю-

чает возможность образования

конденсата. Стабильность вы-

ходных параметров и высокая

надежность прибора обеспе-

чиваются в широком диапазоне

рабочих температур: от -40 до

+65 °С, что приводит к низким из-

держкам на обслуживание в тече-

ние многих лет эксплуатации.

Разработан и широко приме-

няется также трассовый детектор

Searchline Excel, использующий

инфракрасную технологию газооб-

наружения с открытым оптическим

трактом. Излучатели располагаются

от приемника на расстоянии до 200

метров. На всем протяжении трассы

измерения утечка газа определяет-

ся с большей точностью, чем при

использовании точечных инфра-

красных датчиков. Температурный

диапазон работы также от -40 до

+65 °С. Прибор невосприимчив к

воздействию дождя, тумана, снега,

излучению солнца, факельных вы-

шек, дуговой сварки, разрядов мол-

ний. Время отклика – менее 3 секунд.

Данные датчики можно подключать

как автономно к вторичным прибо-

рам, так и к универсальному транс-

миттеру серии XNX. Это последняя

разработка компании. Его достоин-

ства в том, что к этому прибору

можно подключать практи-

чески всю линейку

датчиков (электро-

химических, термо-

каталитических ,

инфракрасных дат-

чиков, с открытым

трактом, оптических

или точечных) и гибко выби-

рать выходные сигналы. Это

может быть унифицирован-

ный токовый сигнал 4–20 мА;

можно устанавливать релей-

ные модули с различной комбина-

цией реле. Также можно использо-

вать модуль, работающий по шине

Modbus или Foundation Fieldbus. Для

подключения не требуется менять

саму платформу трансмиттера XNX.

В этом приборе реализован

сигнал Hart, который наложен по

токовому выходному сигналу. В до-

полнение к этому через искробе-

зопасный порт можно подключать

переносной HART-коммуникатор

и локально производить конфигу-

рирование приборов и другие

работы, для которых может по-

требоваться протокол Hart. Тем-

пературный диапазон

– от -40 до +65 °С. Уни-

версальный транс-

миттер серии XNX

«понимает» несколь-

ко языков, в том числе

русский.

Наиболее простыми являют-

ся датчики серии Sensepoint.

Для горючих газов нижний рабо-

чий температурный предел со-

ставляет -55 °С, а верхний может

составлять до +150 °С при исполь-

зовании высокотемпературного ис-

полнения в корпусе из нержавею-

щей стали. Средний срок службы

– пять лет и выше. Это надежный

и приемлемый по соотношению

цены и качества датчик. Линейка

Sensepoint включает в себя также и

датчики на широкий спектр токсич-

ных газов и кислород.

Еще один прибор из предложен-

ной серии – детектор Sensepoint

XCD. В одном корпусе установ-

лены трансмиттер, датчик

и дисплей, с помощью

которого можно

конфигуриро-

вать и настраивать прибор.

Процедура установки максимально

упрощена, настройка прибора про-

исходит за несколько минут одним

сотрудником. Дисплей детектора –

с трехцветной подсветкой, которая

меняется в зависимости от статуса

прибора. В нормальном режиме

дисплей горит зеленым светом,

при возникновении неполадок с

датчиком – желтым, при этом вы-

свечивается код ошибки. При сра-

батывании сигнализации дисплей

мигает красным цветом, показы-

вая, что концентрация газа превы-

сила установленный порог. Датчик

сертифицирован для опасных зон.

Существует два варианта изготов-

ления трансмиттера: алюминиевый

сплав / нержавеющая

сталь. Датчики могут

быть как

в т ы ч н ы -

ми, так и

о б ы ч н ы м и

из серии

S e n s e p o i n t ,

которые подключа-

ются к клеммным

колодкам внутри

взрывозащищенного

корпуса трансмитте-

ров Sensepoint XCD.

Детектор применяется

на электростанциях, не-

фтехимическом произ-

водстве, предприятиях по

добыче нефти и газа, вклю-

чая установку на морских

платформах.

Таким образом, в линейке

продукции компании Honeywell

есть приборы от простейших и

бюджетных решений, для обеспе-

чения соответствия нормативам, с

приемлемым соотношением цены

и качества, до более дорогих и вы-

сокотехнологичных систем. У ком-

пании есть возможность построить

локальную систему газообнаруже-

ния, используя как отдельные дат-

чики и уже имеющиеся у заказчика

установленные контроллеры, так

и сконфигурировать комплектную

систему, состоящую из датчиков га-

зов и вторичных приборов. На базе

линейки приборов Honeywell мож-

но построить газоаналитическую

систему и вывести дальше сигналы

на высший уровень, интегрируя их

в Experion PKS – единую платфор-

му, объединяющую управление

работой и технологическими про-

цессами предприятия, и обеспечи-

вая безопасность участка и

предприятия в целом.


добыча

«Роснефть» идет на северКомпания приступила к разработке новых месторожденийДарья Новичкова

Одна из ведущих нефтяных

компаний России – «Роснефть»,

которая осуществляет свою дея-

тельность на всей территории Рос-

сийской Федерации, летом 2009

года запустила новый проект по

освоению углеводородных место-

рождений Красноярского края и

Ямало-Ненецкого округа. Данный

проект стал началом по реализа-

ции масштабной строительной про-

граммы по комплексному освоению

территории севера России. Со-

вместно со всеми прилегающими к

нему участками недр (лицензии на

которые принадлежат «Роснефти»)

Ванкор образует, по сути, новую

нефтегазоносную провинцию – пер-

вую, открытую и введенную в экс-

плуатацию в истории постсоветской

России. Объем капиталовложений в

Ванкор, осуществленных «Роснеф-

тью» по состоянию на август 2009

года, составил более 200 млрд руб.

Запасы Ванкорского месторожде-

ния в настоящее время оценивают-

ся в 520 млн тонн нефти и 95 млрд

кубометров газа. Разработку данно-

го проекта ведет дочернее предпри-

ятие «Роснефти» – компания «Ван−корнефть». Предполагается, что

доразведка лицензионных участков

вокруг месторождения позволит

существенно нарастить запасы

провинции. Кроме того, проект про-

стимулировал рост эффективности

управления крупными проектами в

самой «Роснефти», благодаря дан-

ному месторождению нефтедобы-

вающая отрасль России получила

новую возможность для совершен-

ствования. Таким образом, Ванкор

– это по-своему уникальный проект

как для «Роснефти», так и для всей

России.

Немного историиВанкорское месторождение было

открыто еще в 1988 году, однако до

2009 года активно не осваивалось.

В 2003 году на Лондонской фондо-

вой бирже «Роснефть» поглотила

иностранные компании, которые

владели лицензией на разработку

Ванкора, таким образом получив

права на освоение месторождения.

Однако разработка Ванкора оказа-

лась достаточно сложным процес-

сом по ряду причин. Во-первых, это

проблемы, связанные с суровыми

климатическими и геологическими

условиями территории. Ванкор на-

ходится в зоне вечной мерзлоты.

Вторая причина, осложнившая про-

цесс разработки, – удаленность от

населенных мест и отсутствие в

районе месторождения транспорт-

ной и нефтегазовой инфраструк-

туры. Грузы для строительства объ-

ектов обустройства месторождения

компания доставляет по притокам

Енисея, которые судоходны в те-

чение нескольких недель в год, и

по зимним автодорогам от базы

хранения в Игарку. Все это делает

Ванкорское месторождение крайне

сложным для освоения.

Масштабы проектаВанкорский проект является

одним из самых масштабных в со-

временной России. Для его эффек-

тивной реализации «Роснефть»

приняла все необходимые меры:

внедрение проектного принци-

па работы и создание проектных

офисов, системное планирование

работ, внедрение совмещенных

план-графиков «Проектирование

– поставки – строительство». В ра-

боте по инжиниринговому сопро-

вождению Ванкорского проекта

принимал и принимает активное

«Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехи-мии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратеги-ческих предприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является «Рос-нефтегаз», на 100% принадлежащее государству. Компания «Роснефть» была создана в 1993 г. как государственное предприятие. Президент компании – Эдуард Худайнатов.

Ванкорское месторождение – перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае. Вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. От-крыто в 1988 г. Лицензию на разработку месторождения в 2003 г. получила компания «Роснефть».


участие корпоративный научно-

проектный комплекс НК «Рос-

нефть». Все это не только привело

к успешному запуску проекта, но и

послужило основой для дальней-

шей успешной работы. Для реали-

зации проекта было привлечено 60

проектных институтов, более 150

поставщиков оборудования, в том

числе 65 заводов-изготовителей.

Запуск проекта обеспечивали 450

подрядчиков (включая субподряд-

чиков). В строительстве участвова-

ло 12 тысяч строителей и 2000 еди-

ниц техники. Постоянный персонал

«Ванкорнефти» составляет около

2000 человек. Совокупный объем

капитальных затрат на разработку

месторождения в 2003–2009 гг. со-

ставил 229 млрд рублей с учетом

НДС. Важно отметить, что 80% все-

го установленного на Ванкоре обо-

рудования – это продукция россий-

ских компаний.

Ванкорский проект потребовал

от компании широкого строитель-

ства объектов инфраструктуры

месторождения в практически нео-

своенных местах.

Обустройство Ванкора является

одним из самых масштабных про-

ектов последнего времени. Оно

включает строительство 1685 объ-

ектов инфраструктуры, 556 км ма-

гистрального нефтепровода и 148

км внутрипромысловых трубопро-

водов, 97 км автодорог.

Всего на месторождении будет

построено 36 кустовых площадок,

объекты подготовки нефти, в том

числе две установки предваритель-

ного сброса воды и центральный

пункт сбора нефти. Резервуарный

парк имеет объем в 180 тыс. куби-

ческих метров.

Энергоснабжение проекта

обеспечивается собственной но-

вейшей газотурбинной электро-

станцией мощностью в 200 мВт.

Уже вступила в строй первая оче-

редь электростанции мощностью

в 52 мВт. Построен собственный

мини-НПЗ, способный производить

50 тыс. тонн дизтоплива в год.

В обустройстве месторождения

активно применяются современ-

ные компьютерные технологии про-

ектирования и передовые техноло-

гии строительства объектов.

При строительстве объектов

используются технологические

модули высокой степени готовно-

сти, позволяющие сократить вре-

мя строительно-монтажных работ

на площадке на 67% и увеличить

качество изготовления модулей

за счет их испытаний на заводах-

изготовителях.

Технологии для ВанкораПри разработке Ванкорского

месторождения широко применя-

ются самые современные техноло-

гии нефтедобычи. Ванкор является

главной инновационной площадкой

в нефтяном секторе России, где

применяются новейшие технологии

бурения и нефтегазодобычи. При

реализации Ванкорского проекта

был учтен весь передовой мировой

опыт, начиная от внедрения совре-

менных технологий и заканчивая

природоохранными мероприятиями.

Благодаря использованию пере-

довых методов геологии и разра-

ботки удалось достичь прироста

запасов на одну разведочную

скважину в 30 раз выше среднего

по России и в 15 раз выше средне-

го в мире. За счет разбуривания

месторождения горизонтальными

скважинами фонд скважин удалось

сократить в три раза. Дебет гори-

зонтальных скважин на Ванкоре в

среднем более чем в 2,5 раза выше

по сравнению с вертикальными.

Все фото –

«Роснефть»


добыча

Моделирование формирования

углеводородных систем позволило

сократить геологические риски на

30–40% и прирастить ресурсы ка-

тегории Д1 в объеме около 3,5 млрд

тонн. Поддержание энергии пласта

путем закачки газа позволило уве-

личить коэффициент извлечения

нефти и одновременно решить во-

прос использования попутного газа.

В области бурения и закачи-

вания скважин также применены

новейшие разработки. Роторно

управляемые системы бурения

скважин позволили увеличить эф-

фективность буровых работ в 2,5

раза и достичь отхода от вертикали

до 2700 м. Применение интеллекту-

альных скважинных систем управ-

ления притоком дало дополнитель-

ную добычу нефти за 2 года свыше

500 тыс. тонн и позволило достичь

целевой КИН 43,4%. Строитель-

ство многоствольных и многоза-

бойных скважин является высоко-

эффективным способом решения

проблемы возрастающей огра-

ниченности земельных ресурсов

для размещения новых скважин, а

также снижением удельных затрат

на бурение. Особенно эффек-

тивным строительство подобных

скважин может быть при освоении

и разработке месторождений, рас-

положенных в труднодоступных об-

ластях, в природоохранных зонах

и на шельфах морей. Основным

преимуществом многозабойных,

сильно разветвленных скважин

со множеством боковых отходов

из основного ствола является су-

щественное увеличение охвата, и,

соответственно, коэффициента не-

фтеизвлечения. Проводка скважин

с большим отходом от вертикали

в условиях малых толщин продук-

тивного пласта требует примене-

ния самых передовых технических

решений, включая использование

геонавигации. Сопровождение бу-

рения осуществляется в рамках

корпоративной информационной

системы «Удаленный мониторинг

бурения». С объектов мониторинга

в реальном времени передается

геолого-технологическая инфор-

мация (вес на крюке, нагрузка на

долото) и геофизическая инфор-

мация (фильтрационно-емкостные

свойства и характер насыщения

пласта), в пакетном режиме пере-

дачи – геологическая (поинтерваль-

ное описание пород) и производ-

ственная информация (суточная

сводка по бурению).

По спутниковым каналам связи

данные из «Ванкорнефти» и еще

двух дочерних обществ компании

– «Сахалинморнефтегаз» и «Юган−скнефтегаз» – передаются в центр

геологического сопровождения

бурения скважин, расположенный

в Москве. Центр осуществляет гео-

логический контроль и управление

проводкой скважин в реальном

времени.

Передовые технологии строи-

тельства объектов наземного обу-

стройства позволили значительно

сократить срок запуска месторож-

дения. При строительстве объектов

использовались технологические

модули высокой степени готовно-

сти, которые позволили сократить

время строительно-монтажных

работ на площадке на 67% и уве-

личить качество изготовления

модулей за счет их испытаний на

заводах-изготовителях.

Ванкор – уверенный лидер в области нефтедобычиПрименение передовых техно-

логий на всех этапах освоения ме-

сторождения обеспечило Ванкор-

скому проекту мировое лидерство,

в частности по такому важному

показателю, как прирост запасов

на одну разведочную скважину, и

позволило возглавить список из

10 лучших российских нефтедо-

бывающих компаний по среднему

дебету скважин. Созданные вы-

сокотехнологичные объекты ин-

фраструктуры месторождения и

используемые инновационные ме-

тоды нефтедобычи обеспечивают

возможность не только добывать в

перспективе до 25,5 млн тонн неф-

ти в год, что составляет более 5%

от объема добычи нефти в России,

но и поддерживать производство

на этом уровне в течение несколь-

ких лет. Ванкор занимает второе

место среди двадцати самых круп-

ных мировых нефтяных проектов

2009 года.

Запасы нефти Ванкорского месторождения превышают 260 млн т газа

http://www.ae-trade.ru


фоторепортаж

Масло с предгорий УралаСпецрепортаж с одного из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

Все

фот

о –

«Лу

койл

-Пер

мнеф

теор

гсин

тез»


«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» – предприя-тие топливно-масляного направления, располо-жено в пяти километрах от Перми. НПЗ начал работу 5 ноября 1958 г. В 1991 г. предприятие вошло в состав концерна «Лукойл». Модерни-зация завода прошла в 1993-1998 гг. – рекон-струирована коксовая установка, построена установка вакуумной дистилляции мазута, соз-

дано современное производство масел, запу-щены четыре линии их фасовки в мелкую тару, введен в действие комплекс природоохранных объектов. Выпускаемая продукция: автомо-бильные неэтилированные бензины, реактив-ное топливо РТ, дизельные топлива, моторные масла, битумы, коксы и др.

Генеральный директор – Владимир Жуков.

«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» является центральным предприятием группы «Лукойл»

по выпуску фасованных моторных масел

Масляный бизнес в отдельную дочернюю структуру –

«ЛЛК-Интернешнл» – был выделен в ноябре 2005 года


фоторепортаж

Продукция завода поставляется в 40 стран мира

В IV квартале 2010 года «ЛЛК-Интернешнл» (дочернее предприятие «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» по выпуску масел) начнет выпускать семь видов новой продукции. В том числе, на «Лукойл-Пермнефтеоргсинтезе» будут производить-ся три вида новых универсальных всесезонных синтетических моторных масел.

«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» занимает 40% российского рынка производства масел


В ближайшие годы объем инвестиций компании «Лукойл» в масляное производство составит около $500 млн


транспортировка

«Северный» и «Южный» газовые потоки


В технической политике АК

«Транснефть» по обеспечению

экологичности, безопасности и

надежности магистральных не-

фтепроводов центр технической

диагностики «Диаскан» занимает

центральную позицию. Основой

проводимых мероприятий явля-

ется комплексная внутритрубная

диагностика (ВТД) линейной части

и ремонт дефектов по ее резуль-

татам. Эффективная диагностика

подобного типа ведется лишь по-

следние 18 лет, с момента начала

работы центра. Она стала адекват-

ной заменой устаревшему класси-

ческому проведению капитального

ремонта линейной части нефтепро-

водов со сплошной заменой труб

или изоляции большими участками.

В этом случае выбор участков для

ремонта осуществляется на осно-

вании ограниченной информации –

по данным контрольных шурфовок

и результатам измерения потенциа-

лов электрохимзащиты.

На данный момент внутритруб-

ную диагностику ЦТД «Диаскан»

проводит с помощью пяти типов

внутритрубных инспекционных

приборов (ВИП) собственного

производства. Они основаны на

различных физических принципах

неразрушающего контроля и пред-

назначены для обнаружения и из-

мерения дефектов разных типов:

- многоканальные профилемеры

используются для выявления вмя-

тин, гофр, овальностей;

- ультразвуковые дефектоскопы

WM – для выявления коррозионных

дефектов, рисок, расслоений, де-

фектов геометрии, смещений свар-

ных швов;

- магнитные дефектоскопы MFL

– для выявления дефектов кольце-

вых сварных швов и питтинговой

коррозии;

- ультразвуковые дефектоскопы

CD – для выявления трещинопо-

добных дефектов в металле трубы

и сварных швах;

- комбинированные дефектоско-

пы ДКК, в составе которых ультра-

звуковая секция CD+WM и магнит-

ная секция MFL, способны за один

пропуск обеспечить выявление

всех типов дефектов линейной ча-

сти. При этом качество информа-

ции, выдаваемой ДКК, выше, чем

от трех односекционных ВИП, – за

счет того, что в «комбайне» один и

тот же дефект измеряется разными

методами НК. Эти методы дополня-

ют друг друга, поэтому параметры

дефектов более достоверные.

Без ПО никудаРазработка внутритрубных при-

боров неразрывно связана с соз-

данием программного обеспечения

по интерпретации диагностической

информации.

Как отмечает генеральный

директор компании «Диаскан»

Евгений Васин, внутритрубные

дефектоскопы в ходе прогонов ре-

гистрируют гигантское количество

диагностической информации.

Оперативная и полная обработка

ее невозможна без специально-

го программного обеспечения. От

производительности и точности его

работы напрямую зависят объемы

внутритрубной диагностики, ко-

торые способен выполнить ЦТД

«Диаскан», и качество получае-

мой информации. Все это требует

постоянного совершенствования

программного обеспечения и ис-

пользования последних достиже-

ний в области компьютерных тех-

нологий.

В настоящее время данные

всех разработанных «Диасканом»

дефектоскопов обрабатываются

программами интерпретации, соз-

данными в отделе программного

обеспечения. Это:

- программные комплексы для

интерпретации данных профиле-

меров (одноканальных и много-

канальных), ультразвуковых WM

и магнитных дефектоскопов (MFL,

MДСКан), комбинированных диа-

гностических комплексов ДКК;

- программы совмещения дан-

ных дефектоскопов разных типов,

позволяющие выявлять комби-

нированные дефекты, например

риски или трещины во вмятинах;

- программа «Эксперт-2» для

анализа технического состояния

трубопроводов и другие.

Без этих программ сегодня не-

возможна работа ООИ, Уфимско-

го филиала, а без «Эксперта-2»

– отделов эксплуатации МН. При-

нятая в эксплуатацию в 2007 г.,

программа интерпретации данных

комбинированного дефектоско-

па ДКК создана с учетом опыта

разработки и эксплуатации всех

используемых в ЦТД «Диаскан»

программ односекционных ВИП

и одновременно представляет со-

бой новое поколение программ-

ного обеспечения интерпретации

данных.

Диагностический комплекс

«Комбинированный дефекто-

скоп» (ДКК) является комбинаци-

ей трех типов ВИП (WM + MFL +

CD), конструктивно объединенных

в один внутритрубный дефекто-

скоп. В связи с этим объем запи-

сываемой прибором информации

колоссален: составляет до 220

ГБ на каждые 100 км участка МН

Дн=1020 мм, причем при интер-

претации необходимо одновре-

менно работать с несколькими

массивами данных.

Поэтому при разработке про-

грамм обработки для диагностиче-

ского комплекса «Комбинирован-

ный дефектоскоп» специалисты

отдела программного обеспечения

столкнулись с проблемой, что обе-

спечить необходимую производи-

тельность интерпретации данных

ДКК невозможно без использова-

ния высокоэффективных средств

их распознавания. Создание таких

средств представляет собой слож-


ВИП-контроль магистралейМетодология диагностирования объектов магистральных нефтепроводов и продуктопроводовВероника Матвеева

Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп ДККВсе

фот

о– «

Диас

кан»


ную научно-техническую задачу.

Для ее решения были использо-

ваны последние достижения в

области математических методов

анализа и обработки данных, рас-

познавания образов и нейросете-

вых технологий, моделирования

рассеивания магнитных полей и

распространения ультразвуковых

волн.

Программа интерпретации дан-

ных ДКК позволяет совместно

обрабатывать данные различных

типов (WM, MFL и CD) и в настоя-

щее время используется как плат-

форма для создания программ

интерпретации данных всех вновь

разрабатываемых дефектоско-

пов, включая ультразвуковой де-

фектоскоп УСК0.2 и комбиниро-

ванный магнитный дефектоскоп с

продольным и поперечным намаг-

ничиванием стенки трубы.

В системе компании «Транс-

нефть» разработана и применяет-

ся в течение 18 лет методология

технического диагностирования

линейной части МН и МНПП. Ее

основные положения в следую-

щем. Для безопасной эксплуата-

ции МН и МНПП необходимо обе-

спечить 100% выявляемость

дефектов линейной части. Данная

задача может быть решена только

путем проведения внутритрубной

диагностики с помощью ВИП вы-

сокого разрешения.

Не допустить рецидиваВсе ВИП, применяемые и соз-

даваемые «Диасканом», – это

приборы высокого разрешения,

они способны не только обнару-

жить дефект, но и измерить его

параметры и классифицировать

по типам. Это, в свою очередь,

является необходимым услови-

ем для проведения расчетов на

прочность и долговечность и

определения для каждого дефек-

та предельного срока эксплуата-

ции трубопровода и предельно

допустимого давления перекачки.

В соответствии с расчетной датой

устранения дефектов, их распо-

ложения, определяется оптималь-

ный метод ремонта дефектной

секции нефтепровода, восста-

навливающий срок эксплуатации

отремонтированного участка не

менее чем на 30 лет. За каждым

обнаруженным дефектом ведется

мониторинг на основе периоди-

ческих внутритрубных инспекций

с интервалом от 3 до 6 лет с тем,

чтобы не допустить развитие де-

фектов до критических размеров

и своевременно их отремонтиро-

вать. Информация обо всех обна-

руженных дефектах и их ремонтах

хранится и постоянно пополняет-

ся в базе данных «Дефект».

Информационно−аналитический комплексМониторинг технического состоя-

ния системы МН осуществляется спе-

циалистами «Диаскана» с помощью

информационно-аналитического

комплекса, состоящего из хранили-

ща и прикладных сервисных про-

грамм.

База данных «Дефект» является

информационным ядром комплек-

са. В ней хранится и постоянно

пополняется информация обо всех

выявленных за 18 лет дефектах

линейной части МН, результаты

расчетов на прочность и долго-

вечность, о выполненных и плани-

руемых ремонтах. С помощью этой

базы контролируется развитие

каждого дефекта, факт проведения

ремонтных работ, метод ремонта,

состояние трубы после ремонта.

Еженедельно, согласно регла-

менту компании, база данных «Де-

фект» обновляется, электронные

копии БД высылаются в ОАО «МН».

Информационно-аналитический

комплекс был бы неполным без

программы «Эксперт-2», которая

позволяет специалистам «Диа-

скана» и ОАО «МН» осуществлять

просмотр, анализ и совмещение

всей информации, хранящейся в

БД «Дефект», – о трубах, дефектах,

результатах диагностики разными

типами ВИП и ремонтах.

Визуализация может быть пло-

ской, в виде развертки трубы со

схематичными изображениями де-

фектов и ремонтных конструкций,

и трехмерной, в виде объемного

изображения трубопровода.

Для оценки и прогнозирования

несущей способности трубопро-

вода большое значение имеет

степень точности измеряемых

параметров дефектов. В целях

определения фактических возмож-

ностей дефектоскопов по обна-

ружению и измерению дефектов,

в «Диаскане» в 2000 году создан

испытательный полигон. Он пред-

ставляет собой три кольцевых тру-

бопровода из труб диаметров 530,

720 и 1220 мм протяженностью

примерно 500 м, а также полуколь-

цо диаметром 1067 мм и три 60-ме-

тровых трубопровода диаметрами

157 мм, 219 мм и 325 мм.

На трубопроводах полигона на-

несено более 5000 сертифициро-

ванных реальных и искусственных

дефектов различных типов с задан-

ными параметрами.

На полигоне проводятся работы

по метрологической сертификации

и калибровке внутритрубных при-

боров, по определению фактиче-

ской разрешающей способности

всех эксплуатируемых и новых

дефектоскопов – по критериям

обнаружения, классификации и из-

мерения эталонных дефектов. На

основе этих исследований:

- уточняются паспортные харак-

теристики дефектоскопов, погреш-

ности их измерительных систем;

- вносятся изменения и дополне-

ния в нормативные документы по

интерпретации.

В лаборатории испытаний «Диа-

скана» проводятся испытания на-

турных труб на прочность и долго-

вечность с дефектами разных

типов, в том числе отремонтиро-

«Центр технической диагностики» – дочернее предприятие АК «Транснефть». Осно-ван 23 апреля 1991 г. в рамках государственной программы «Высоконадежный трубо-проводный транспорт» (Постановление Совета Министров СССР № 924 от 01.11.1989 года и Приказ Миннефтегазпрома СССР № 562 от 29.12.1989 г.).

Специализация – проведение широкомасштабных работ по внутритрубной диа-гностике системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» (диагностика и оценка технического состояния нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, оборудова-ния нефтеперекачивающих станций, резервуаров вертикальных стальных, экспертиза промышленной безопасности, проектирование и изготовление устройств для внутри-трубной очистки и диагностики магистральных трубопроводов, проведение испытаний объектов оборудования трубопроводного транспорта и средств внутритрубной очистки и диагностики, технический надзор за строительством и эксплуатацией объектов тру-бопроводного транспорта и за производством продукции системы АК «Транснефть»).

В декабре 2007 г. «Диаскану» переданы функции генерального подрядчика практи-чески по всем видам технической диагностики и мониторингу объектов трубопроводно-го транспорта, в том числе и трубопроводной системы «Транснефтепродукта».

Офис расположен в городе Луховицы Московской области.Генеральный директор – Евгений Васин.

Вмятина, выявленная внутритрубным профилемером



ванными различными ремонтными

конструкциями. Испытания осу-

ществляются на гидравлическом

стенде при совместном нагруже-

нии внутренним давлением и изги-

бом на базе 10 тысяч циклов, что

соответствует 30 годам эксплуата-

ции нефтепровода.

Всего с момента пуска стенда в

эксплуатацию в августе 2000 года

по настоящее время в «Диаскане»

проведено более 500 испытаний

натурных труб для решения трех

основных видов задач с целью

определения:

- прочности и долговеч-

ности труб с дефек-

тами

различных ти-

пов и размеров;

- прочности и дол-

говечности ремонтных

конструкций;

- несущей способности длитель-

но эксплуатирующихся МН.

На основе этих исследований

был разработан ряд нормативных

документов АК «Транснефть».

Так, расчеты на прочность и

долговечность каждого дефекта,

обнаруженного при ВТД и храня-

щегося в БД «Дефект», выполня-

ются на основе нормативного доку-

мента – ОСТ 23.040.00-КТН-574-06

«Стандарт отрасли «Нефтепрово-

ды магистральные. Определение

прочности и долговечности труб

и сварных соединений с дефекта-

ми», разработанного специалиста-

ми «Диаскана» совместно с инсти-

тутами Российской Академии наук

– ИМАШ РАН и ИМЕТ РАН.

В основу ОСТа положены резуль-

таты широкомасштабных натурных

испытаний на долговечность более

220 труб диаметром 530–1220 мм,

со всеми типами дефектов и их со-

четаниями, имеющимися на МН, в

том числе: с рисками, коррозией,

вмятинами, гофрами, с дефекта-

ми в кольцевых сварных швах,

расслоениями, комбинирован-

ными дефектами типа

вмятина с риской

и т. д.

Д р у г и м

в а ж н е й ш и м

норма-

тивным документом, действующим

в системе АК «Транснефть» и

реализуемым при выпуске отчетов

по ВТД, является РД-23.040.00-

КТН-090-07 «Классификация де-

фектов и методы ремонта дефектов

и дефектных секций действующих

магистральных нефтепроводов».

Для разработки этого документа

были обобщены результаты 90 на-

турных испытаний труб с дефекта-

ми, отремонтированными различ-

ными ремонтными конструкциями,

на прочность и долговечность при

совместном нагружении внутрен-

ним давлением и изгибом.

В соответствии с РД по методам

ремонта в «Диаскане» разработа-

на программа определения мето-

дов ремонта дефектных секций, с

ее помощью при выпуске отчетов

производится расчет типа и геоме-

трических параметров ремонтных

конструкций.

Программа работает полностью

в автоматическом режиме и пред-

ставляет собой систему автома-

тизированного проектирования.

При определении метода ремонта

учитывается тип и долговечность

каждого дефекта, плотность де-

фектов, наличие близ-

корасположенных

ранее установлен-

ных ремонтных

конструкций.

Внутри-

трубная

диа-

гностика, ввиду физических прин-

ципов, на которых она основана,

может быть эффективной только

при качественной очистке внутрен-

ней полости трубопровода. Этим и

объясняется широкий спектр про-

изводимого «Диасканом» различ-

ного очистного оборудования всех

типоразмеров.

Среди них можно выделить сле-

дующие:

Скребки-калибры типа СКК –

для оценки минимальной величины

проходного сечения трубопровода

перед запуском скребков или вну-

тритрубных приборов.

Очистные магнитные скребки

типа СКР3 предназначены также

для удаления ферромагнитных по-

сторонних предметов.

Очистные скребки типа СКР4

со стабильным уровнем качества

очистки на всем протяжении обра-

батываемого участка.

Поршни-разделители типа ПРВ1

предназначены для решения трех

видов задач:

- удаления воды из внутренней

полости строящихся или рекон-

струируемых трубопроводов после

гидроиспытаний;

- разделения разносортных не-

фтепродуктов в процессе пере-

качки;

- освобождения нефтепроводов

от нефти под давлением сжатого

газа.

Поршни-разделители ПРВ1 в

варианте исполнения с чистящими

дисками обеспечивают удаление

отложений со стенок трубопровода.

Устройства контроля очистки

трубопровода предназначены для

оценки готовности участка трубо-

провода к пропуску внутритрубно-

го ультразвукового дефектоскопа

после проведения мероприятий по

очистке трубопровода.

Типы дефектовВ течение 19 лет проведения вну-

тритрубной диагностики наиболее

часто выявляемым типом дефектов

является потеря металла (62%). На

втором месте идут риски (12,2%),

на третьем – вмятины и гофры

(11,2%). Затем расслоения (в том

числе с выходом на поверхность и

примыкающие к швам) – 8,1%, де-

фекты сварных швов (несплавле-

ния, аномалии, смещения) – 6,2%,

комбинированные дефекты (вмяти-

ны с рисками, смещения с непро-

варом и др.) – 0,2%.

Наибольшую опасность для

целостности нефтепроводов пред-

ставляют механические повреж-

дения – риски и комбинированные

дефекты – вмятины с рисками,

которые появляются при некаче-

ственном проведении строительно-

монтажных и ремонтных работ.

Муфта КМТ при испытаниях на стенде

Скребки-калибры СКК


Мониторинг новых формВ связи со строительством новых

магистральных нефтепроводов: ТС

«Восточная Сибирь – Тихий океан»,

БТС-2 – внутритрубная диагностика

применяется для контроля каче-

ства строительства. Для сваренных

в нитку участков нефтепровода при

пропуске ВИП в воде (или воздуш-

ной среде) проводится трехступен-

чатый контроль:

1) профилеметрия многоканаль-

ными профилемерами PRN – для

выявления дефектов геометрии:

вмятин, гофр, овальностей, раз-

личных сужений;

2) дефектоскопия ультразву-

ковыми ВИП WM – для выявления

механических повреждений типа

рисок, задиров и дефектов сборки

поперечных стыков – смещений;

3) дефектоскопия магнитными

ВИП МСК для выявления дефек-

тов сварки стыков – несплавлений,

аномалий поперечного шва.

Дефекты, подлежащие ремонту,

устраняются силами строительных

организаций.

Всего по ТС ВСТО приборами

ПРН, WM, МСК и ДКК было обсле-

довано 2692 км и обеспечен ввод

в эксплуатацию нефтепровода

ВСТО-1 от НПС «Тайшет» до НПС

«Сковородино».

Опыт, накопленный «Диаска-

ном», используется при приемке в

эксплуатацию и других строящихся

трубопроводных систем.

Проведена профилеметрия и

дефектоскопия комбинированным

дефектоскопом ДКК нового МН

«Ванкорское месторождение» –

НПС «Пурпе» общей протяженно-

стью 588 км.

Ведутся гидроиспытания и начато

проведение диагностических работ

на участках ТС БТС-2. Такой же под-

ход будет применен на МН «Пурпе

– Самотлор» и ТС «ВСТО-2».

Для обеспечения безопасной

эксплуатации магистральных не-

фтепроводов необходимо вести

постоянный мониторинг не только

линейной части (эта задача

решена БД «Дефект»), но

и всех других объектов и

оборудования МН: тех-

нологических и вспо-

могательных тру-

бопроводов НПС,

резервуаров, механо-

технологического и

энергетического оборудования,

средств автоматики, телемеханики и

противокоррозионной защиты.

С 2008 года «Диаскан» осущест-

вляет генподрядные функции по

техническому диагностированию

и освидетельствованию этих объ-

ектов МН. Для их мониторинга

разработана информационно-

аналитическая система: база

данных «Оценка технического

состояния линейной части ма-

гистральных трубопроводов»,

включающая в себя в качестве

подсистем новые БД: «Технологи-

ческие и вспомогательные трубо-

проводы», «Оборудование НПС»,

БД «Механо-технологического и

энергетического оборудования»,

«Резервуары» и необходимое при-

кладное сервисное программное

обеспечение. В эти БД заносится

и постоянно пополняется вся ин-

формация о дефектах и несоответ-

ствиях НТД, получаемая от подряд-

ных диагностических организаций,

а также результаты расчетов на

прочность, долговечность этих

объектов, выполняемых специали-

стами «Диаскана».

По результатам этих работ «Диа-

скан» выпускает «Заключения по

экспертизе соответствия техни-

ческого состояния участка

магистрального

трубопро-

вода требованиям

нормативно-технических

документов» с полным анализом со-

стояния участка МН (МНПП), опреде-

лением для него срока безопасной

эксплуатации и выдачей требований

по приведению в нормативное со-

стояние.

С помощью базы данных дефек-

тов технологических и вспомога-

тельных трубопроводов НПС и дру-

гих трубопроводов, не подлежащих

внутритрубным обследованиям,

специ-

алистами «Ди-

аскана» ведется

мониторинг технологиче-

ских и вспомогатель-

ных трубопроводов

НПС, проводятся

расчеты на проч-

ность и долго-

вечность, определяются

методы ремонта, выпускаются

сводные ежемесячные отчеты.

Аналогичным образом с помо-

щью базы данных резервуаров РВС

реализована схема взаимодействия

ЦТД «Диаскан» и организаций си-

стемы «Транснефть» при ведении и

применении этой БД. Для резервуа-

ров РВС специалистами «Диаска-

на» выполняются расчеты НДС, дол-

говечности и выпускаются отчеты

по оценке технического состояния.

Ежемесячно выпускаются сводные

отчеты для всех РВС, эксплуатируе-

мых в АК «Транснефть».

С помощью информации во всех

пяти действующих в «Диаскане» баз

данных, проводимых в них расчетов

на прочность/долговечность, компа-

ния ведет постоянный мониторинг

технического состояния всех объек-

тов АК «Транснефть», определяет

для них режимы безопасной

эксплуатации и эффективные

методы ремонта, передавая в

соответствии с действующи-

ми регламентами

информацию в

ДАО МН и АК

«Транснефть».

Достижения компанииНа основе технических

отчетов «Диаскана» по резуль-

татам ВТД разрабатываются и

реализуются комплексные про-

граммы диагностики, реконструк-

ции, выборочного и капитального

ремонта МН.

В 2009 году всеми видами дефек-

тоскопов продиагностировано 47,3

тыс. км, в том числе 43,6 тыс. км –

МН компании «Транснефть» и 3,7

тыс. км – МНПП компании

«Транснефтепродукт».

В 2010 году объемы

диагностики со-

хранились на

том же уровне.

В рамках

единой

концепции компания «Диаскан»

выполняет полный цикл работ по

проведению внутритрубной диа-

гностики, анализу ее результатов и

ведению исследовательских работ:

- разрабатывает и изготавливает

все виды диагностического обо-

рудования всех типоразмеров – от

6 до 48 (профилемеры, дефекто-

скопы, очистные скребки, поршни-

разделители и др.);

- проводит внутритрубную диа-

гностику, интерпретацию диагно-

стической информации, выпускает

технические отчеты по диагности-

рованию;

- выполняет расчеты на проч-

ность и долговечность по данным

ВТД, в результате которых для каж-

дой дефектной секции трубопрово-

да определяет предельные сроки

эксплуатации, допустимые давле-

ния перекачки и методы ремонта;

- разрабатывает компьютерные

программы интерпретации, расче-

тов на прочность и долговечность,

выпуска отчетов, определения ме-

тодов ремонта;

- осуществляет постоянный мо-

ниторинг технического состояния

МН и МНПП;

- проводит эксперименталь-

ные исследования и НИОКР, на

основе которых разрабатывает

и совершенствует норматив-

ные документы компании по

эксплуатации, расчетам

на прочность/долго-

вечность и ремонту

МН.

Основные типы дефектов:- потеря металла – 62%;- риски – 12,2%;- вмятины и гофры – 11,2%;- расслоения (в том числе с выходом

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

- дефекты сварных швов (несплавле-ния, аномалии, смещения) – 6,2%;

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

Наибольшую опасность для целост-ности нефтепроводов представляют механические повреждения – риски и комбинированные дефекты – вмятины с рисками, которые появляются при не-качественном проведении строительно-монтажных и ремонтных работ.

ТЬ

Очистные скребки типа СКР4

Устройства контроля качества очистки трубопровода типа УКО


автоматизация

Компания «Газпром добыча Ям−бург» создана в 1984 году. На ее

долю приходится около 10% до-

бываемого газа в мире. Компания

владеет лицензиями на разработку

нескольких месторождений. С 1986

года разрабатывается Ямбургское

нефтегазоконденсатное месторож-

дение, с 2001 года – Заполярное.

К вводу в опытную промышленную

эксплуатацию готовятся Тазовское

нефтегазоконденсатное месторож-

дение и Южно- и Северо-Парусовые

месторождения. Недавно компания

взяла курс на автоматизацию своих

предприятий.

Предпосылки автоматизацииВ 2009 году компания добыла 178

млд кубических метров газа и свы-

ше 1,4 млн тонн газового конденса-

та. Реально компания может добы-

вать до 240 млд кубических метров

газа, но в прошлом году по извест-

ным причинам планы добычи были

скорректированы. В настоящее

время Ямбургское месторождение

находится в режиме падающей до-

бычи, и для ее компенсации обще-

ство вводит в эксплуатацию новые

месторождения и новые площади

освоенных месторождений. Учиты-

вая то, что проектный срок разра-

ботки месторождения составляет

30 лет, и из них более половины

приходится на период падающей

добычи, обеспечить планируемые

показатели возможно только при

вводе в эксплуатацию новых ме-

сторождений и новых залежей, уже

эксплуатируемых. Как следствие,

это приведет к росту числа произ-

водственных объектов и при экс-

тенсивном пути развития – к росту

численности персонала, занятого

добычей газа и газового конден-

сата. Проблема усугубляется тем,

что новые месторождения имеют

утвержденные запасы более низ-

кие, чем такие гиганты, как Ямбург

и Заполярный.

По словам заместителя главного

инженера по научно-технической

работе и экологии компании «Газ-

пром добыча Ямбург» Анатолия

Арабского, разработка малолюд-

ных технологий добычи газа и га-

зоконденсата – одна из глобальных

задач, которые необходимо решать

компании в недалеком будущем.

Это обеспечит снижение себе-

стоимости добываемого сырья,

повысит надежность функциониро-

вания все усложняющихся систем

добычи газа и их техническую и

экологическую безопасность.

Аргументом в пользу малолюд-

ных технологий служит тот факт,

что в момент регистрации откло-

нения хотя бы одного технического

параметра от заданного значения

АСУ ТП осуществляет корректи-

ровку ввода технологических про-

цессов. Учитывая, что УГПК имеет

до 5000 регулировок, а ее объек-

ты территориально разнесены по

Автоматизация Крайнего Севера«Газпром добыча Ямбург» внедряет малолюдные технологииВероника Матвеева

УКПГ-9 Харвутинской площади Ямбургского месторожденияВсе

фот

о –

«Га

зпро

м до

быча

Ямб

ург»


площади месторождения, коррек-

тировка хода технологических про-

цессов ведется с низкой точностью

и ошибками, часто определяемыми

отсутствием синхронизации от-

дельных составляющих системы.

Как следствие, некоторые объ-

екты добычного комплекса до сих

пор имеют ручное управление. Все

это снижает качество подготовки

газа к дальнему транспорту и ре-

жиму разработки месторождения.

Именно поэтому управление тех-

нологичными процессами на УГПК

с использованием АСУ ТП требу-

ет параллельного использования

большого числа высококвалифици-

рованных специалистов. Комплекс-

ное решение указанной задачи

требует подхода с разных сторон,

но базовым направлением на этом

пути является автоматическое вы-

ведение промысла на заданный

центрально-технической службой

уровень добычи и его оптимальное

поддержание. Именно эта задача и

была поставлена в процессе про-

ектирования и обустройства Запо-

лярного нефтегазоконденсатного

месторождения. Она была допол-

нена задачей минимизации рисков

отклонения технологических про-

цессов от заданного режима и ря-

дом других.

Алгоритмы технологических процессовУчитывается уникальность каж-

дого из вновь вводимых в эксплуа-

тацию месторождений, поэтому при

проектировании их обустройства

закладываются индивидуальные

технические решения, соответ-

ствующие уровню развития техни-

ки на конкретный текущий момент

и с учетом перспективы решения

будущих задач.

Для решения их специалистами

«Газпром добыча Ямбург» пред-

ложен комплекс алгоритмов для

автоматического ведения техноло-

гических процессов:

- алгоритм снижения производи-

тельности ЗПА УКПГ;

- алгоритм повышения произво-

дительности ЗПА УКПГ;

- алгоритм снижения производи-

тельности ЦОГ УКПГ;

- алгоритм остановки технологи-

ческой нитки ЦОГ УКПГ в горячий

резерв;

- алгоритм повышения произво-

дительности ЦОГ УКПГ;

- алгоритм запуска технологиче-

ской нитки ЦОГ УКПГ из горячего

резерва;

- алгоритм поддержания давле-

ния на выходе с УКПГ;

- анализ шлейфов ЗПА УКПГ;

- алгоритм остановки технологи-

ческой нитки ЦОГ УКПГ в горячий

резерв или в ремонт по команде

технолога;

- алгоритм оптимального распре-

деления давлений на входе в ЗПА с

кустов газовых скважин промысла;

- учет времени наработки аппа-

ратов ЦОГ УКПГ;

- алгоритм определения макси-

мальных возможных расходов по

шлейфам ЗПА УКПГ.

Данные алгоритмы позволяют

выводить комплекс на заданную

диспетчерской службой произ-

водительность с учетом текущего

состояния технологических ни-

ток подачи и подготовки газа по

всей цепочке: от устья скважины

до межпромыслового коллектора

включительно. При этом часть ал-

горитмов обеспечивает автомати-

ческую оптимизацию функциони-

рования параллельно работающих

технологических нитей.

Наличие алгоритмов ручного

управления среди перечисленных

объясняется тем, что поскольку

поставленная задача решалась

впервые, они выполняют вспомога-

тельную функцию и обеспечивают

на этом этапе решение глобаль-

ной задачи – внедрение малолюд-

ных технологий в межконтрольные

функции.

Компания «Газпром добыча Ямбург» создана в 1984 г. прика-зом Министерства газовой промышленности Советского Союза. До 29 января 2008 г. предприятие именовалось «Ямбурггаздо-быча». 100-процентная дочерняя компания «Газпрома».

Основные виды производственной деятельности – добыча газа, газового конденсата и их подготовка к транспорту, про-ведение геологоразведочных работ, обустройство и разработка новых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

На долю компании приходится около 10% добываемого газа в мире. Общество владеет лицензиями на разработку месторождений:

- Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (разра-батывается с 1986 г.);

- Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (раз-рабатывается с 2001 г.);

- Тазовское нефтегазоконденсатное месторождение (готовит-ся к вводу в опытную промышленную эксплуатацию, но уже обе-спечивает газом близлежащие муниципальные образования);

- Южно- и Северо-Парусовые месторождения (лицензия по-лучена в 2007 г.).

Генеральный директор – Олег Андреев.

Общий вид УКПГ-2С


автоматизация

Алгоритм автоматической ра-

боты УКПГ запускается на уста-

новившемся режиме работы, при

задании всех (граничных) условий

при добыче и подготовке газа к

транспорту. На УКПГ необходимо

выполнить условия:

- держать давление на выходе

УКПГ (Ргп < Р допустимое),

- держать рабочее давление в

аппаратах цеха осушки газа и, со-

ответственно, давление в коллек-

торе сырого газа (Pmin < Рзпа <

Pmax),

- контролировать расход по

каждой технологической нитке в

пределах заданных значений, рас-

пределять равномерно расход газа

по каждой технологической нит-

ке цеха осушки газа УКПГ (Fi тех.

нитки_min < Fi тех. нитки < Fi тех.

нитки_max),

- держать требуемый ре-

жим работы кустов газо-

вых скважин по расходу

(Fjкгс < Fjкгс_max),

- ограничивать входное давление

в ЗПА с кустов газовых скважин с

целью предотвращения остановки

скважин куста и поддержания ра-

боты куста согласно требованиям

технологического режима (PjЗПА

< Pjmax),

- контролировать отклонения ча-

сового расхода газа с УКПГ.

Величина увеличения или умень-

шения часового расхода газа УКПГ

определяется из разницы заданной,

то есть плановой величины расхода,

с диспетчерской службы и суммы

показания расходов по каждой тех-

нологической нитке цеха осушки

газа (dF = | Fзд-∑Fi тех.нитка |).

Данный алгоритм является

основным в процессе регулиро-

вания установки увеличения или

уменьшения производительности,

поддержания давления на выхо-

де УКПГ, поддержания давления в

коллекторе сырого газа и включает

в себя все описанные алгоритмы.

Основные регулируемые па-

раметры, по которым происходит

выполнение алгоритмов в опреде-

ленной проектной документацей

последовательности:

- давление в коллекторе сырого

газа;

- давление в коллекторе сухого

газа;

- текущий расход газа с УКПГ.

Важной особенностью являет-

ся учет временного фактора для

стабилизации переходных режи-

мов и извлечения потенциальных

возможностей возбуждения ав-

токолебаний в системе. Для это-

го вводится время, необходимое

для стабилизации систем после

выполнения каждого опреде-

ленного шага алгоритма. В этом

смысле разработанная система

комплексного автоматическо-

го управления работой газового

комплекса является квазистати-

ческой. Выполнение алгоритма

было реализовано на базе еди-

ного программно-технического

комплекса (ПТК) I/A Series фирмы

Foxboro.

КУСТ НЕЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН оборудованный телеметрией


Преимущества и правовое обеспечениеУчет динамики процессов и по-

вышения вывода оперативности на

заданные параметры – задача на по-

рядок более сложная. Поэтому, пре-

жде чем приступать к ее реализации,

было необходимо определиться, а

на каком уровне решения всех этих

задач компания находится. Именно

поэтому было решено проверить

охраноспособность полученных и

внедренных в практику технических

решений в комплексе. Как результат

– весь комплекс найденных внедрен-

ных и отработанных технических ре-

шений в виде алгоритма автоматиче-

ского управления газового промысла

защищен патентом Российской Фе-

дерации (Патент РФ № 2 344 339).

Весь комплекс автоматического

управления газовым промыслом

Заполярного нефтегазоконденсат-

ного месторождения является со-

временным инновационным техни-

ческим решением.

АСУ ТП, решая задачу вывода

УКПГ на заданную производитель-

ность, одновременно решает и

значительный комплекс вспомога-

тельных задач. В том числе подхода

технологической цепочки добычи и

подготовки газа к дальнему транс-

порту. На следующем этапе реша-

ется вопрос снижения и повышения

производительности цеха осушки

газа. Данный этап совмещен с ре-

шением специальной задачи – оста-

новки одной из технологических

ниток цеха осушки газа в горячий

резерв и вывода из горячего резер-

ва. Этим самым достигается опти-

мизация затраты энергоресурсов

на добычу и подготовку газа к даль-

нему транспорту. Решается задача

поддержания давления на выходе

с УКПГ с учетом требований по па-

раметрам подачи газа в магистраль-

ный трубопровод и ряд других.

Как следствие, уже на этом этапе

удалось сократить численность об-

служивающего каждый промысел

персонала, что закреплено соответ-

ствующим приказом по обществу.

Фактически утвержденный эф-

фект за 2009 год превысил 7 млн

рублей.

Особенности характера автоматизации в условиях тундрыОчевидно, что решение главной

задачи – разработки и внедрения

малолюдных технологий на газо-

вых промыслах будущего – требует

решения большого числа пока еще

не решенных проблем. Но некото-

рые из них компании «Газпром до-

быча Ямбург» уже удалось решить.

Примером может служить разра-

ботанный совместно с НПО «Вым−пел» комплекс телемеханических

устройств куста неэлектрифициро-

ванных газовых скважин.

В условиях Крайнего Севера

разработка подобного комплекса

– крайне важная задача. С одной

стороны, высока стоимость линий

электропитания, которые потребо-

валось бы построить в тундре. С

другой стороны, экосистема тун-

дры очень чувствительна к техно-

генным воздействиям. Внедрение

указанного комплекса позволило

решить эти и ряд других парал-

лельных задач. В частности, для

работы комплекс использует воз-

обновляемые источники энергии, а

экономический эффект от внедре-

ния на Анерьяхинской площади Ям-

бурга составил 163 млн руб.

Впереди планеты всейВпереди у «Газпром добыча Ям-

бург» строительство новых про-

мыслов и освоение новых место-

рождений, и эти системы внесут

свой вклад в обеспечение страны

газом. Они же являются и очеред-

ным шагом в решении задачи по

разработке малолюдных техноло-

гий. Параллельно компания созда-

ет принципиально новые техниче-

ские и технологические разработки

для решения указанной глобальной

задачи, защищая их патентами.

Проверка их на мировую новизну

преследует еще одну цель – прове-

рить, на верном ли инновационном

пути развития находится компания.

Подтверждение охраноспособ-

ности найденных решений под-

тверждает предположения о том,

что комплекс алгоритмов для авто-

матического ведения технологиче-

ских процессов, о котором выше

шла речь, фактически является

прототипом для разработки таких

информационно-управляющих си-

стем газовых промыслов с мало-

людными технологиями.

Параллельно ведутся наработки

по координированному управле-

нию разнесенного в пространстве

динамического объекта. Уже сей-

час найден ряд принципиально но-

вых технических и технологических

решений, защищенных патентами

РФ. Они практически апробиро-

ваны – показали значительный

экономический эффект. Патен-

тообладателем является «Газпром

добыча Ямбург», «Газпром» и ряд

компаний-подрядчиков, привлекае-

мых для совместной реализации

всех этих задач технологического и

экологического направлений. При-

мером могут служить групповые

газодинамические исследования

кустовых скважин.

Все разработанные решения уже

сейчас представляют базу для раз-

работки будущих информационно-

управляющих систем малолюдных

технологий на газовых промыслах

Крайнего Севера. И особенно ра-

дует тот факт, что база эта позво-

ляет компании обеспечить и гаран-

тировать превышение мирового

уровня.

Пульт управления - операторская УКПГ-2С


экология

Биотехнологии против нефтезагрязнений Man Oil Group разработала технологию переработки нефтешламаИлья Ломовцев

Добыча и переработка нефти и

газа неизбежно оказывают нега-

тивное воздействие на природу. По

объемам суммарного загрязнения

нефтегазовая промышленность

стоит на третьем месте после цвет-

ной и черной металлургии, которым

она уступает по объемам выбросов

лишь на 10–15%. По данным ста-

тистики нефтедобывающих компа-

ний, потери нефти при ее транс-

портировке и хранении достигают

2,5% от общего объема добычи.

Критическими техногенными

факторами для экологии являются:

- разливы нефти на почву и в во-

доемы;

- постоянное накопление не-

фтесодержащих отходов (нефтеш-

ламов) – источников загрязнения

окружающей среды.

Текущая ситуацияНа территории РФ ежегодно об-

разуется более 3 млн тонн нефтеш-

лама. Работающие методы утилиза-

ции не являются универсальными и,

главное, не в состоянии обеспечить

эффективности при обработке

миллионов тонн токсичных углево-

дородсодержащих отходов, нако-

пившихся за последние 30–40 лет

активной нефтепереработки.

Основная масса применяемых

технологий направлена лишь на

выделение и утилизацию товарной

нефти и нефтепродуктов – «чер-

ного золота», которое становится

предметом дальнейшей перера-

ботки.

Нефтешлам, который остается

после выделения нефти, утилизи-

руется губительными для эколо-

гии методами. Сжигание произво-

дится при экономии на системах

фильтрации, также до сих пор

используется простейший метод

детоксикации нефтесодержащих

отходов – закапывание. Сточная

вода и твердая или полужидкая

масса, насыщенные химреаген-

тами, глинами и углеводородами

при использовании таких методов

утилизации, без очистки «отправ-

ляются» в природу.

Объем существующих и вновь

образующихся отходов в десятки

раз превышает объем перераба-

тываемых отходов. Накопление и

хранение нефтешламов осущест-

вляется в наземных резервуарах

открытого типа – шламовых амба-

рах, количество которых принима-

ет размеры экологической ката-

строфы.

Инновационный методКомпания Man Oil Group AG (да-

лее – MOG) разработала свою,

комплексную технологию перера-

ботки, которая обеспечивает два

важных фактора:

- большой процент выделения

нефтепродуктов из шлама;

- последующую биоремедиацию

нефтезагрязненных отходов, обе-

спечивающую уничтожение про-

дуктов утилизации с использова-

нием бактерий, содержащихся в

почве.

Опыты по разработке техно-

логии производятся в Швейца-

рии в научной лаборатории, за-

тем результаты апробируются на

собственных презентационно-

экспериментальных базах: Пермь

(Россия), Харьков (Украина), Баку

(Азербайджан). Уникальность под-

хода MOG заключается в том, что

впервые эффективные, а главное –

экологически безвредные решения

по борьбе с нефтяными загрязне-

ниями всех типов собраны воедино

и «упакованы» в модульный форм-

фактор. Благодаря модульности

в каждом конкретном случае при

утилизации отходов подбирается

необходимый комплекс мер.

Сергей Серый – кандидат наук,

руководитель научного департа-

мента компании MOG: «Идеологию

можно сформулировать, как One-

stop-shop: переработка или утили-

зация нефтезагрязненных отходов

с доочисткой до экологически при-

емлемого уровня без образования

вторичных отходов».

В настоящий момент можно вы-

делить точки концентрации интере-

сов компании:

- биоремедиация нефтяных раз-

ливов на почве;

- биоремедиация нефтяных раз-

ливов на воде;

- утилизация нефтезагрязненных

отходов;

- очистка объектов, загрязнен-

ных нефтью и нефтепродуктами.

MOG AG – одна из немногих в

своем бизнес-сегменте, кто может

себе позволить корректировать

ход практических работ по реали-

зации технологий переработки или

утилизации нефтезагрязненных от-

ходов в соответствии с результата-

ми многочисленных лабораторных

тестов. Таким образом, компания

подбирает наиболее эффективные

пути решения проблем для каждого

конкретного заказчика в каждом

конкретном случае.

Man Oil Group AG создана в 2009 г. в Швейцарии при содействии Oil Treatment International AG для ведения совместной деятельности по комплексной очистке нефте-загрязнений. Man Oil Group AG является эксклюзивным представителем Oil Treatment International AG в странах CНГ. Офисы компании расположены в Швейцарии (Цюрих), России (Москва) и на Украине (Харьков). Президент компании – Генадий Манн.

Ежегодно в России образуется более 3 млн тонн нефтешлама. Компания Man Oil Group разработала комплексную техноло-гию переработки отходов нефтегазовой отрасли, после применения которой содержание нефти в почве не превышает 0,4%.

Все фото –

Man Oil Group


Суть процессаВ основе действия комплекс-

ных технологических решений,

предлагаемых фирмой MOG,

лежат физические (а не химиче-

ские) процессы взаимодействия

инновационных продуктов NHS

(Natural Hydrocarbon Solution):

жидкая и твердая композиции

с компонентами нефтяных за-

грязнений. То же самое можно

сказать и в отношении блочно-

модульной установки UTS-11

(Universal Treatment System) по

очистке нефтешламов / восста-

новления нефти, разработанной

специально для компании MOG

AG, аппаратов нанесения адсор-

бирующего нефть агента на во-

дные поверхности, устройства

для мойки резервуаров.

Обработка нефтяного загряз-

нения экологически безвредным

раствором NHS позволяет изо-

лировать молекулы углеводоро-

дов для последующего отделения

нефти от твердой фазы и/или

биоремедиации. Порошкообраз-

ный адсорбирующий агент NHS

применяется для очистки/биоре-

медиации воды, загрязненной не-

фтепродуктами.

Процесс биоремедиации, пред-

лагаемый на финальной стадии

очистки нефтяных загрязнений,

также не является жестко привя-

занным к предложенной техноло-

гии переработки. Биодеструкция

должным образом обработанных

отходов происходит под воздей-

ствием аборигенных факторов

биоценоза – технология MOG

лишь стимулирует естественный

процесс биодеградации. Это от-

крывает большие возможности по

изменению или модернизации су-

ществующих решений MOG, ис-

ключая возможность разрушить

технологическую цепочку.

Составляющие методаКомплексный метод утилизации

нефтешламов MOG заключается

в использовании трех составляю-

щих.

1. Суть физико-химической

стадии заключается в обработке

нефтешлама раствором NHS с

изоляцией молекул углеводоро-

дов для последующего отделения

нефти от твердой фазы и/или

биоремедиации. Преимущества

данного метода – широкий диа-

пазон условий применения. Воз-

можность работы с одним препа-

ратом NHS как для локализации

любых нефтяных загрязнений,

переработки нефтешламов, так

и для мойки загрязненных нефте-

продуктами емкостей и оборудо-

вания. Обработанный раствором

NHS нефтешлам сразу превра-

щается в легкоусвояемый суб-

страт для микроорганизмов. Ра-

бочий раствор токсикологически

безвреден и также быстро разру-

шается биологическим путем.

2. Механическая стадия – это

разделение эмульгированного

нефтешлама на товарную нефть,

жидкую и твердую фракции рабо-

чего раствора. Здесь существует

возможность восстановления из

нефтешламов товарной нефти

или нефтепродуктов с высоким

выходом (до 97%). Возможность

применения любого удобного

процесса сепарации нефти, твер-

дой и жидкой фаз рабочего рас-

твора. Преимущества данного

этапа – это высокая экологиче-

ская безвредность рабочего рас-

твора для окружающей среды;

твердая фаза сразу готова к био-

ремедиации.

3. Заключительным этапом

является биоремедиация. На

этом этапе происходит биоде-

струкция нефтешламов абори-

генными факторами биоцено-

за. Облегчение и значительное

ускорение природных процессов

биоремедиации без внесения в

рекультивируемый материал био-

препаратов на основе штаммов

чужеродных углеводородокис-

ляющих микроорганизмов. На

завершающей стадии благодаря

действию катализатора проис-

ходит ускорение естественных

биологических процессов, кото-

рые позволяют в короткие сроки

очистить окружающую среду от

остаточных элементов нефтепро-

дуктов.

Президент компании Man Oil Group AG Генадий Ман: «В процессе добычи, переработки и транспортировки в почву и воду

попадают нефть и нефтепродукты, которые влияют на состояние окру-

жающей среды. Новая технология переработки нефтешлама позволит

не только избежать негативных последствий для экологии, но и восста-

навливать товарную нефть с возможностью ее последующего возврата в

оборот. Man Oil Group – это представитель нового поколения компаний

в Европе и во всем мире, занимающихся современными экологическими

технологиями, которые являются более экономически интересными, чем

все остальное, что есть сегодня на рынке».

NHCM – результаты по очистке почвы:- шлам, загружаемый на переработку, содержание нефти около 20%;- вывод гидроциклона – очищенная почва;- сухая очищенная почва (через 3 часа).

http://www.mediarama.ru

http://www.mediarama.ru

http://www.honeywell.ru

Documents

Эксперт. Газ и Нефть №2 2010 / Expert. Gas & Oil #2/2010