Эксперт. Газ и Нефть №1 2012 / Expert. Gas & Oil #1/2012

Общенациональный отраслевой журнал №1-2 2012

МЕДИАРАМА

$3,8 млрд на развитие Омского НПЗ Новые смазки от ExxonMobil Технологические возможности ПКНМ

стр. 8 стр. 32 стр. 38

«ПРИРАЗЛОМНАЯ»: ОСТАЛОСЬ 46 МЛН ТОНН НЕФТИ

содержание

8

Фото – «ОНПЗ»

6 6

8

ДНИ РОЖДЕНИЯ НОВОСТИ ПЕРСОНА НОМЕРА Приближение к лидерам европейской нефтепереработки Интервью с генеральным директором «Газпромнефть – ОНПЗ» Олегом Белявским

12

ДОБЫЧА Круглогодичное бурение на нефть Строительство МЛСП «Приразломная»

14

ПЕРЕРАБОТКА Знания, технологии, опыт Компания Honeywell-Enraf представила новые разработки

16

Очистка любых жидкостей Система фильтрации компании 3М на современных нефтеперерабатывающих предприятиях

18

26

Пополнение парка на 151 единицу газовых танк-контейнеров

28

Умение быть на высоте

ОБОРУДОВАНИЕ Энергосбережение на промышленных предприятиях

30

КОМПРЕССОРЫ Сжатие промышленных газов Основные направления деятельности «Казанькомпрессормаша»

Новые разработки компании «Эмис» Фото – «Казанькомпрессормаш»

Новые идеи – важные проекты «Газпром нефть» развивает новые проекты в России и за рубежом

«Зиракс» покоряет вертикально интегрированные нефтяные компании

22

ТРАНСПОРТИРОВКА «Спецтрансгарант» – высокое качество перевозки

32

СМАЗКА Индустриальные масла нового поколения от ExxonMobil Использование новейших смазочных материалов

34

КТО ЕСТЬ КТО Российское трубное производство Руководители крупных трубопрокатных заводов России

38

БУРЕНИЕ Российский рынок УБТ под угрозой вытеснения Повышены пошлины на импорт бурового оборудования

40

ИННОВАЦИИ Как очистить газ с помощью «сита»? Компания UOP разработала технологии, позволяющие производить очистку природного газа

30

РЕДАКЦИЯ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Эдуард Чумаков РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА Александр Широких ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Сюзанна Коштоян ОБОЗРЕВАТЕЛЬ Зинаида Сацкая КОРРЕСПОНДЕНТЫ Виктория Архипова

41 Кирилл Егоров Валерия Лапина Юлия Лаптева Дмитрий Малянов Ирина Попкова Светлана Фегина ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «Севмаш» КОРРЕКТОР Маргарита Соколова ВЕРСТКА Максим Гончаров КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБА Андрей Кан Светлана Петрова

НОВОСТИ

Алексей Ярыгин (руководитель) СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ Антон Бушунов podpiska@mediarama.ru Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-44920. Учредитель: «Медиарама.ру». Издатель: «В2В-группа «Эксперт-Медиарама». Редакция журнала не несет ответственности за достоверность сведений в рекламе, платных объявлениях и статьях, опубликованных под грифом «на правах рекламы». Перепечатка материалов только с разрешения редакции.

Ссылка на журнал обязательна. Подписной индекс по каталогу «Роспечать» – №47336 (на полугодие). Подписка через интернет: www.mediarama.ru АДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в. Тел.: (495) 989-6657.

E-mail: satskaya@expert.ru. © «Эксперт. Газ и Нефть». Цена свободная. Тираж – 5 000 экземпляров. Подписано в печать 5.03.2010. Отпечатано в типографии «Формула цвета».

дни рождения – апрель / новости 2 Евгений ЧЕРНИКОВ, генеральный директор компании «Стройнефтегаз» Дмитрий КРЯНЕВ, генеральный директор компании «ВНИИнефть им. акад. А. П. Крылова» 5 Альберт АХМЕТШИН, генеральный директор компании «Башкиргаз» Леонид ФЕДУН, вице-президент, начальник главного управления стратегического развития и инвестиционного анализа компании «Лукойл» 9 Александр ГРУБМАН, генеральный директор Череповецкого металлургического комбината

16 Вадим ВОРОБЬЕВ, начальник главного управления координации сбыта нефтепродуктов компании «Лукойл» 17 Халит БИКМУХАМЕТОВ, генеральный директор компании «Востокнефтезаводмонтаж» 19 Андрей КОВАЛЕНКО, вицепрезидент по экономике и финансам компании «Славнефть» Игорь ЩЕГОЛЕВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Нижний Новгород» 21 Олег СТЕПАНЕНКО, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Самара»

23 Кирилл СЕЛЕЗНЕВ, генеральный директор компании «Межрегионгаз»

11 Азат ШАМСУАРОВ, вице-президент компании «Лукойл»

Владимир ЧИРСКОВ, президент Российского союза нефтегазостроителей

12 Олег ЧЕПУРНОЙ, генеральный директор компании «Транссибирские магистральные нефтепроводы «Транссибнефть» 13 Ризо ТУРСУНОВ, советник президента НК «Роснефть» 14 Виктор ВЕКСЕЛЬБЕРГ, исполнительный директор по развитию газового бизнеса компании «ТНК-BP Менеджмент» Ринат ХАНБИКОВ, генеральный директор компании «Газпром межрегионгаз Казань» 15 Владимир ДМИТРУК, генеральный директор компании «Газпром подземремонт Уренгой»

6

24

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

Глобальная стратегия «Кюне + Нагель»

Компания «Кюне + Нагель» объявила о заключении соглашения по приобретению австралийской компании-перевозчика Link Logistics International Pty. Данное приобретение соответствует глобальной стратегии компании по расширению деятельности в области логистики скоропортящихся продуктов. Данное приобретение поможет также ускорить рост в этом сегменте бизнеса, и помимо Европы компания сможет оказывать сервис на еще более высоком уровне клиентам в Азии и на Ближнем Востоке, а также укрепить позиции в сегменте авиафрахта в Австралии.

Новый вице-президент НК «Роснефть» Игорь Павлов назначен вице-президентом НК «Роснефть», курирующим блок нефтепереработки. В его обязанности войдет контроль за осуществлением программы реконструкции семи предприятий госкомпании. Игорь Павлов имеет многолетний опыт работы на предприятиях нефтеперерабатывающего комплекса. СПРАВКА: Игорь Павлов окончил Ангарский технологический институт по специальности «машины и аппараты химических производств и предприятий строительных материалов» и Иркутскую государственную экономическую академию по специальности «экономическая теория». С 1985 г. работал на различных должностях в компаниях нефтеперерабатывающего комплекса. В 1989–2008 гг. – работал в «Ангарской нефтехимической компании». Прошел путь от оператора технологической установки до директора завода масел. В 2008–2012 гг. – генеральный директор «АНПЗ ВНК».

В Кузбассе монтируют систему очистки Юрий ЛИСИН, первый вицепрезидент компании «Транснефть» 28 Лариса УДАЛОВА, генеральный директор компании «Орелрегионгаз»

На Яйском нефтеперерабатывающем заводе в Кемеровской области начат монтаж оборудования очистных сооружений. Завершить его планируется к началу пусконаладочных работ, назначенных на май, сообщили в пресс-службе обладминистрации. Все оборудование – нефтеотделители и система химикомеханической очистки – соответствует современным экологическим требованиям. Оно обеспечит очистку стоков, образующихся в процессе производственной деятельности завода, и возврат части очищенных вод в технологический процесс для повторного использования, что позволит минимизировать влияние деятельности предприятия на окружающую среду. Введение в строй очистных сооружений даст возможность «ЯНПЗ» работать в полном соответствии с нормами природоохранного законодательства.

Наиль ИБРАГИМОВ, первый заместитель генерального директора по производству, главный инженер компании «Татнефть» Сюзанна КОШТОЯН, выпускающий редактор журнала «Эксперт. Газ и Нефть»

Владимир КУШНАРЕВ, вицепрезидент АК «Транснефть» 29 Андрей ШЕГИМАГО, вицепрезидент по геологии, разработке и газовым проектам НК «РуссНефть» www.mediarama.ru

персона номера

Приближение к лидерам европейской нефтепереработки Интервью с генеральным директором «Газпромнефть – ОНПЗ» Олегом Белявским

Все фото – «ОНПЗ»

Сюзанна Коштоян

Олег Белявский родился 21 июня 1963 г. в Баку. В 1986 г. окончил Азербайджанский институт нефти и химии, специальность «химическая технология переработки нефти и газа». По распределению был направлен в Москву в инженернопроизводственный трест «Оргнефтехимзавод». До 1994 г. принимал участие в строительстве, наладке, пуске нефтехимических объектов установок в различных городах страны. С 1994 г. – начальник строящейся установки РОСК, затем – заместитель начальника 34-го цеха Омского НПЗ. В 1996–2000 гг. – главный технолог второго завода Омского НПЗ. В 2000–2001 гг. – главный инженер второго завода. В 2001–2002 гг. – начальник производства первичной переработки нефти. В 2002–2008 гг. – главный инженер «ОНПЗ». В 2008–2009 гг. – главный инженер проекта в «Омскнефтехимпроект». В 2009–2011 гг. – руководитель блока переработки сербской дочерней компании «Газпром нефть». Август 2011 г. – сентябрь 2011 г. – исполнительный директор «Газпромнефть – ОНПЗ». С 5 сентября 2011 г. – генеральный директор «Газпромнефть – ОНПЗ».

- Олег Германович, что предпринимает Омский НПЗ для перехода на стандарты Евро-4 и Евро-5? С опережением сроков технического регламента Омский

8

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

нефтеперерабатывающий завод приступил в июле к производству бензина Супер Евро-98, соответствующего экологическому классу 5. Это стало возможным благодаря началу использова-

ния в процессе производства бензина изомеризата – высокооктанового компонента современного моторного топлива с нулевым содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов. Крупнейшая в России и Европе установка «Изомалк-2», производящая изомеризат, была введена в эксплуатацию на «ОНПЗ» в октябре 2010 года, а в августе 2011 года заняла первое место в региональном конкурсе строительных объектов как лучший объект промышленного назначения. Топливо пятого экологического класса отличается сверхнизким содержанием серы и бензола, его применение в двигателях автомобилей значительно сокращает количество вредных выбросов в атмосферу. Содержание серы в бензине класса 5 Супер Евро-98 снижено по сравнению с бензином предыдущего класса в пять раз. В марте 2011 года Омский НПЗ приступил к производству бензина 4-го экологического класса. Также в 2011 году завод приступил к выпуску дизельного топлива 3-го экологического класса. Это произошло раньше установленных сроков технического регламента по качеству моторных топлив. Массовая доля серы в дизтопливе класса 3 снижена по сравнению с дизельным топливом 2-го класса с 500 до 350 мг/кг, цетановое число повышено до 51. Снижение содержания серы в топливе влияет на снижение автомобильных выбросов, более высокое цетановое число повышает воспламеняемость топлива, что сокращает время запуска двигателя в холодную погоду и обеспечивает его стабильную работу. Переход на топливо класса 3 позволяет автомобилистам экономить топливо и положительно сказывается на экологической ситуации за счет полноты сгорания топлива и снижения уровня дымности.

- Расскажите об инвестиционных программах по развитию

завода. Какие проекты будут реализованы? На что они будут направлены? Омский нефтеперерабатывающий завод – один из самых современных НПЗ России и один из крупнейших в мире. Среди предприятий российской нефтепереработки завод занимает лидирующие позиции по объемам производства моторных топлив. Планомерно «ОНПЗ» приближается к лидерам европейской нефтепереработки. Все это является частью программы развития Омского НПЗ до 2020 года, утвержденной компанией «Газпром нефть». Программа направлена на модернизацию производственных мощностей «ОНПЗ» и повышение уровня экологической и промышленной безопасности предприятия.

www.mediarama.ru

Главная цель реализации среднесрочной инвестиционной программы – улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки нефти, расширение ассортимента высокооктановых бензинов, дизельных топлив, кокса, современных битумных материалов, продуктов нефтехимии. Одним из главных проектов, реализуемых в рамках инвестпрограммы, является возведение комплекса гидроочистки дизельных топлив и бензина каталитического крекинга. Проектная мощность установки гидроочистки бензина каталитического крекинга – 1,2 млн тонн в год, установки гидроочистки дизтоплив – 3 млн тонн. На финансирование всех мероприятий «ОНПЗ» по программе инвестиций 2011 года компанией «Газпром нефть» выделено около 19 млрд рублей, и значительную долю этих средств, порядка 10 млрд, составляет общий годовой бюджет проекта по строительству комплекса. Среди других проектов, направленных на повышение уровня промышленной и экологической безопасности на предприятии, основными являются модернизация азотно-кислородной станции, строительство нового парка для темных нефтепродук-

www.mediarama.ru

Омский НПЗ занимает лидирующие позиции среди российских нефтезаводов по глубине переработки нефти и выходу светлых нефтепродуктов, по набору технологических процессов, выпуску бензинов и дизельных топлив, объему производства ароматических углеводородов. В перечень основных технологических процессов «Газпромнефть – Омский НПЗ» входят: обессоливание и обезвоживание нефти, первичная переработка нефти, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование; каталитическое риформирование; гидроочистка дизельного топлива; производство ароматических углеводородов и другие. Предприятие выпускает автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, бензол, толуол, ортоксилол, параксилол, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке. «Газпромнефть – ОНПЗ» является дочерним предприятием компании «Газпром нефть», которая стабильно обеспечивает завод сырьем, вкладывает средства в обновление и модернизацию производства, доведение его технологий и качества нефтепродуктов до мировых стандартов. Программа развития предприятия предусматривает строительство установки гидроочистки бензинов крекинга и дополнительной установки гидроочистки дизельного топлива. Планируется внедрение и других производственных проектов, которые позволят совершенствовать качество выпускаемых нефтепродуктов, снизят трудовые и энергозатраты на производство продукции, обеспечат экологический эффект. Особое внимание на предприятии уделяется соблюдению требований промышленной безопасности и охраны труда.

тов, парка для сырья на производстве битумов и кокса, парка сжиженных углеводородных газов, парка серной кислоты и парка щелочи, реконструкция хозяйственных стоков на очистных сооружениях. Завершение строительства и монтажа оборудования нового блока разделения воздуха на азотно-кислородной установке позволило предприятию значительно увеличить производство азота, потребность в котором возросла после пуска «Изомалк-2» и в связи с предстоящим пуском комплекса гидроочистки. Очень важным для предприятия и для региона стало то, что в этом году на новой секции итальянской компании

Massenza (установки по производству битумов 19/3) началось промышленное производство полимерно-битумных вяжущих – перспективного дорожного покрытия, повышающего долговечность автомобильных трасс. Проектная мощность новой секции – 10 тыс. тонн полимернобитумных вяжущих и 3 тыс. тонн битумных эмульсий. Кроме того, в октябре – ноябре 2011 года проводилась реконструкция комплекса КТ-1/1 производства глубокой переработки нефти и алкилирования бензинов, что позволило существенно повысить качество выпускаемой продукции, увеличить производительность технологической установки.

- Как проходит реализация программы по охране окружающей среды? Какова экологическая политика предприятия на сегодняшний день? На Омском НПЗ специализированная экологическая служба была создана в 1976 году. Сегодня это Управление производственного контроля за промышленной безопасностью и охраной окружающей среды. Одной из его задач является приведение деятельности всего предприятия в соответствие с природоохранным законодательством. На заводе отлажена система экологического мониторинга, включающая в себя контроль за загрязнением подземных вод, промышленных сто-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

9

персона номера

ков, воздушной среды, отходами производства и потребления. Разработаны и внедрены стандарты предприятия в области охраны окружающей среды, проводится обучение руководителей и линейного персонала по вопросам экологической безопасности и ответственности за нарушение природоохранного законодательства. В результате при ежегодном росте производства воздействие «ОНПЗ»

10

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

на окружающую среду остается стабильно низким, а по ряду показателей продолжает сокращаться. Становится экологичнее и сама продукция «ОНПЗ». Все омские бензины соответствуют принятому в РФ Техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу». В соответствии с новыми стандартами, в этих

бензинах значительно снижено содержание экологически вредных веществ, они не содержат каких-либо металлосодержащих присадок и метанола. Также в бензинах значительно снижено содержание сернистых соединений, ароматики и бензола. Осенью 2010 года в эксплуатацию введена установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2», выпускающая изомеризат – один из наиболее

ценных высокооктановых компонентов современного моторного топлива. Он не содержит олефиновых и ароматических углеводородов, а значит, конечный продукт – бензин – становится еще более экологичным. Модернизация производства, постоянный экологический мониторинг позволили за последние 20 лет вчетверо снизить общий объем выбросов в атмосферу. Объем инвестиций, которые компания «Газпром нефть» планирует направить на развитие Омского НПЗ до 2020 года, составит 115,3 млрд рублей. Реализация программы модернизации Омского НПЗ позволяет ему оставаться одним из лидеров отрасли как по объему и глубине переработки нефти, так и по ассортименту выпускаемой продукции. Сегодня перед «Газпромнефть – ОНПЗ» стоит задача выхода на конкурентоспособный уровень с лучшими НПЗ Европы и мира.

- Какие виды топлива выпускает завод? Сегодня «Газпромнефть – ОНПЗ» выпускает около 50 видов продукции. Завод занимает в России лидирующие позиции по объемам производства моторных топлив. Предприятие выпускает автомобильные бензины, топливо для дизельных и реактивных двигателей, бытовой газ, топочный мазут, битум, кокс, техническую серу и другую продукцию, востребованную на рынке. Значительную долю в структуре производства завода составляют ароматические углеводороды: бензол, параксилол, ортоксилол, которые являются сырьем для промышленности нефтехимии и органического синтеза. Усовершенствованный технологический процесс позволяет выпускать на комплексе «Ароматика» ортоксилол чистоты 99,6%, бензол чистоты 99,98%, параксилол чистоты до 99,95% – это самые высокие в мире показатели. «ОНПЗ» – единственный отечественный производитель катализаторов крекинга. В рамках конкурса «100 лучших товаров России» Омскому нефтеперерабатывающему заводу первому из омских предприятий в этом году присвоен почетный статус «Лидер качества» в номинации «Продукция производственнотехнического назначения». Этого звания удостаиваются предприятия, которые не менее семи лет успешно участвуют в конкурсе www.mediarama.ru

«100 лучших товаров России», имеют наивысшие рейтинговые оценки в своей номинации и ежегодно подтверждают высокий уровень качества производимой продукции. Разные виды продукции Омского НПЗ на протяжении восьми лет становились лауреатами и дипломантами всероссийского конкурса «100 лучших товаров России». В 2011 году дипломы лауреатов получили бензин автомобильный Премиум Евро-95, параксилол нефтяной высшей очистки, ортоксилол нефтяной. Задача предприятия – соответствовать высокому званию лидера в нефтеперерабатывающей отрасли как по объему и глубине переработки нефти, так и по ассортименту выпускаемой продукции. В рамках реализации долгосрочной стратегии компании «Газпром нефть» на «ОНПЗ» ведется масштабная программа модернизации. Одна из важнейших задач, стоящих перед «Газпром нефтью», – улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки; увеличение объема производства высокооктановых бензинов, дизельных топлив более высокого экологического класса, кокса, современных битумных материалов, продуктов нефтехимии.

- Производственные показатели 2010 года, оценки на 2011 год, мощности, глубина переработки. В 2010 году Омский нефтеперерабатывающий завод переработал 18 984 млн тонн нефти. Рост объемов переработки по сравнению с предыдущим годом составил 3%. Глубина переработки сырья в 2010 году на «ОНПЗ» составила 83,27%, выход светлых нефтепродуктов – 66,54%. В 2010 году «Газпромнефть – ОНПЗ» выпустил 4,6 млн тонн бензинов, в том числе автомобильных – 3,6 млн тонн. Доля высокооктановых бензинов составила 85,84%. Омский нефтеперерабатывающий завод за 8 месяцев 2011 года увеличил объем переработки нефти почти на 9,5% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года – до 13,7 млн тонн. На заводе было произведено почти 2,9 млн тонн автомобильных бензинов и 4,3 млн тонн дизельного топлива, что на 20% и 10% соответственно превышает показатели прошлого года. Омский нефтеперерабатывающий завод с января по сенwww.mediarama.ru

тябрь 2011 года увеличил объем переработки нефти почти на 8,3% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года – до 15,4 млн тонн. Выпуск автомобильных бензинов увеличился более чем на 20% и составил 3,2 млн тонн. Объем производства дизельного

топлива возрос до 4,8 млн тонн, что на 9,1% превышает показатели аналогичного периода прошлого года. С января по сентябрь 2011 года на Омском НПЗ выпущено 1,2 млн тонн авиакеросина. Объем производства нефтяных битумов за этот период составил

410 тыс. тонн, что на 16% превышает показатели аналогичного периода прошлого года. Первым из российских предприятий Омский НПЗ на производственной установке АВТ-7 29 мая 2011 года переработал миллиардную тонну нефти с момента его основания в 1955 году.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

11

добыча

Круглогодичное бурение на нефть Строительство МЛСП «Приразломная» Сюзанна Коштоян На месторождениях севера Аляски самые высокие уровни добычи были в 1995–1997 годах, однако сейчас фактически все месторождения (в этом регионе) находятся в стадии падающей добычи. То есть месторождения северной части Аляски пошли на резкое снижение добычи, находятся в стадии отработки. Говоря о углеводородах на арктическом шельфе, в российской части уже разведаны запасы нефти в объеме 415 млн тонн, что составляет 41% от общего объема запасов на арктическом шельфе. Разведанные запасы газа на российском шельфе составляют 4,7 триллиона кубометров, или 49,8% от общих

запасов газа на арктическом шельфе. Вместе с тем общая оценка запасов углеводородов в Арктике составляет около 100 млрд тонн условного топлива, при этом на Арктику приходится 58% всех мировых запасов углеводородов на шельфе. Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» – ледостойкая нефтяная платформа, предназначенная для освоения Приразломного нефтяного месторождения, расположенного в арктических условиях в Печорском море, на расстоянии около 60 км от материка. Платформа обеспечит круглогодичное эксплуатационное бурение на

нефть вертикальным и горизонтальными методами, добычу нефти и подготовку ее для транспортировки танкерами. Платформа состоит из опорного кессона гравитационного типа, промежуточной палубы и верхнего строения. Кессон представляет собой стальное основание, которое служит опорой для промежуточной палубы, и верхнее строение, включающее в себя оборудование и комплексы для добычи и переработки нефти. План кессона является квадратным по форме. По высоте боковые стороны его наклонные, углы скошенные. Габариты основания кессона составляют 126х126 м (отметка высоты

Все фото – «Севмаш»

Добыча углеводородов на российских участках арктического шельфа вполне конкурентоспособна с добычей на «сухопутных» месторождениях, и Россия в настоящее время успешно осваивает арктический шельф. В этих районах добыча газа и нефти идет успешно, и себестоимость добычи вполне конкурентоспособна по сравнению с месторождениями, находящимися на континенте. Добыча углеводородов на шельфе Аляски падает, и в настоящее время снизилась до 5 млн тонн в год. В то же время объемы добычи на российском Юрхаровском месторождении достигли значения 30 млн тонн в год.

12

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

www.mediarama.ru

+0,0), уменьшаясь в верхней части до 102х102 м (отметка высоты +24,3). Стена по периметру верхней части кессона до отметки высоты +40,5 служит защитой от морских волн и ледовых полей и конструктивно выполнена в виде волнового и ледового дефлекторов.

www.mediarama.ru

Внутренний объем кессона разделен на 16 емкостей поперечными и продольными коффердамами. Эти емкости являются резервуарами для хранения нефти (номинальной вместимостью 136 000 м3), а также помещениями, в которых размещены кингстонные коробки и зоны устьев скважин. Для защиты от коррозии наружная обшивка кессона в зоне воздействия льда изготавливается из стали, плакированной нержавеющим слоем. Верхние строения имеют оборудование и комплексы для бурения и эксплуатации скважин, добычи нефти, подготовки и отгрузки добываемой нефти, энергообеспечения всех видов производства. На верхнем строении размещен жилой модуль для размещения персонала, вспомогательный модуль для размещения вентиляционного и электротехнического оборудования, два палубных крана, системы спасения экипажа в аварийной ситуации, системы связи, аэронавигационный комплекс, вертолетная площадка. Металлоконструкции верхнего строения сформированы из модернизированного верхнего строения платформы Hutton. Промежуточная палуба представляет собой дополнительный уровень между кессоном и верхним строением. Во внутренних объемах ее сформированы цистерны для питьевой воды, дизельного топлива и различных буровых жидкостей. МЛСП оснащена современной комплексной системой управления и безопасности, основная часть производственных процессов на платформе осуществляется автоматически. На платформе установлены автоматизированные дистанцион-

ные устройства отгрузки нефти на танкеры. В феврале 2012 года получены детальные спутниковые снимки платформы «Приразломная» на одноименном месторождении в Печорском море. Данные со спутника EROS B в режиме прямого приема получены и обработаны специалистами ИТЦ «СКАНЭКС». Буровые работы на Приразломном месторождении на шельфе в Арктике могут начаться в марте этого года. «Самая важная на сегодня задача – подготовить буровой комплекс. Направления для бурения уже забиты. Над решением этой задачи работают коллективы «Севмаша» и специалисты различных компанийподрядчиков. Так же готовится энергетический комплекс, для обеспечения непрерывного бурения необходимо запустить третью турбину. По выполненной работе мы подготовили пакеты документов, которые передаем заказчику – «Газпром Нефть Шельф», – сообщил заместитель генерального директора ПО «Севмаш» Валерий Бородин. При создании этой платформы предприятию пришлось столкнуться с несогласованностью действий многочисленных надзорных органов. По мнению топ-менеджера «Севмаша», при реализации подобных проектов необходимо определять, какой именно надзорный орган должен играть главную роль в контроле за проектом. «В дальнейшем нужно обязательно определять, кто будет главенствующим, чтобы не было размытости в нормативном поле», – сказал Бородин. «Россия нуждается в создании мощного проектного ин-

ститута, который разрабатывал бы оборудование для проектов освоения российских шельфовых месторождений, – продолжил Валерий Бородин. – Необходимо создать в России мощный проектный институт, который бы занимался глобальной подготовкой техники для шельфа. Такой институт можно было бы создать на базе «ОСК». В августе 2011 года платформа «Приразломная» транспортирована из Мурманска и установлена на месторождении. Тогда для мониторинга уникальной морской операции использовались радиолокационные и оптические спутниковые данные. МЛСП «Приразломная» – основной элемент обустройства Приразломного месторождения, многофункциональный комплекс, обеспечивающий все операции по разработке месторождения, извлекаемые запасы нефти которого составляют 46,4 млн тонн. Это первый отечественный проект по добыче углеводородов на арктическом шельфе. Главными особенностями разработки «Приразломной» являются: отсутствие аналогов в мировой практике, высокие ледовые нагрузки в районе добычи, транспортировка нефти в тяжелых природных условиях при температурах до -50 градусов. МЛСП позволит круглый год выполнять все необходимые технологические операции: вести бурение и эксплуатацию до 40 скважин, добычу, хранение, осуществлять отгрузку нефти на танкеры, вырабатывать тепловую и электрическую энергию. На полную мощность добычи – 7 млн тонн нефти в год – МЛСП должна выйти через семь лет.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

13

переработка

Знания, технологии, опыт Компания Honeywell-Enraf представила новые разработки Юлия Лаптева измерители и пробоотборники, радарные и сервоуровнемеры, гибридный метод измерения. Сервоуровнемеры подходят в том числе и для измерения плотности продуктов. Они имеют три отсека: клеммный отсек, отсек электроники и корпус барабана. Механизм управляется серводвигателем, имеет уникальный датчик силы и обладает функцией самопроверки и самокалибровки. Прибор работает по принципу закона Архимеда, знакомому каждому из нас со школьной скамьи: кажущиеся потери в весе тела, полностью или частично погруженного в воду, равны весу вытесненной жидкости. Он имеет точность по

плотности – 3 кг/м3, точность по разделу фаз – 2 мм, повторяемость измерений по уровню – 0,1 мм, точность по уровню – 0,4 мм. Той же точностью по уровню обладают радарные уровнемеры. Радары компании называются интеллектуальными, и неспроста. Впервые подобное устройство было разработано совместно с компанией Autronica в далеком 1986 году. С тех пор модель не единожды модернизировалась, повышалась точность ее показаний. В 2007 году появилась новая серия SmartRadar Flexline. Одной из отличительных особенностей приборов нового поколения стала новая система распространения сигнала с по-

мощью планарной антенны. В отличие от более ранних аналогов она имеет несколько источников сигнала и плоский фронт волны, что повышает чистоту и точность сигнала. Кроме того, датчики нового поколения не подвержены налипанию конденсата на поверхность антенны, и, как следствие, – снижению точности измерений из-за загрязнений. Для резервуарного учета Honeywell-Enraf также предлагает температурные датчики Vito. Их точность – 0,1 °С, длина может достигать 34 метров. В зависимости от исполнения датчик может иметь 9 или 16 точек измерения температуры. Приборы позволяют измерить среднюю

Все фото – Honeywell

Компания Honeywell−Enraf – фирма с богатой историей. Была основана в 1925 году. Сегодня, без малого 100 лет спустя, этот бренд представлен во всем мире посредством многочисленных офисов продаж и региональных дистрибьюторов. Обращаясь к услугам компании Honeywell-Enraf, клиенты знают, что смогут найти здесь и высококачественные инструменты, и системы программного обеспечения для операций массового хранения, терминалов налива и морских приложений. Для наземного рынка предприятие предлагает наиболее передовые решения по резервуарному учету: портативные

14

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

www.mediarama.ru

температуру продукта, его паров, температурный профиль, а также уровень подтоварной воды. Благодаря полевой шине Enraf (двухфазная модуляция сигнала (BPM) резервуары объединяются в систему резервуарного учета. Кроме того, в каталоге компании – системы управления резервуарными запасами, одобренные Палатой мер и весов, а также решения по автоматизации налива: контроллеры доступа на терминал, компактпруверы, ПО для автоматизации терминала EntisPro и компьютеры налива. Последние от аналогов выгодно отличают большой графический дисплей, технология с сенсорным ключом, изолированный порт RS485 и ценовая конкурентоспособность. Технологии Honeywell-Enraf позволяют автоматизировать такие процессы, как смешение и впрыск присадок при наливе. Впрыск производится с помощью турбинного инжектора MeQ-Pak.

www.mediarama.ru

Помимо возможности автономной работы, он обладает такими преимуществами, как простота в управлении и низкие эксплуатационные расходы. С помощью данного устройства можно добавлять в трубопровод бензиновые присадки, красители и маркеры в газ или нефть, присадки для авиационного топлива (ингибиторы для борьбы с обледенением и коррозией, антистатики), антипенные присадки и меркаптан в передающие линии. Еще одна разработка фирмы – Fusion4 MiniPak. Его моноблок сделан из нержавеющей стали, трубопровод герметичен. Прибор оборудован точным расходометром с шестернями (макс. расход 11 л/мин), фильтром, обратным клапаном, впускными и выпускными клапанами, контролирующими поток, и точкой перехода в режим калибровки. Устройство одобрено для применения во взрывоопасных зонах, что подтверждает сертификат ATEX. MiniPak6 обладает теми же преимуществами, что и его «собрат». Кроме того, в эту систему монтируется от 1 до 6 Monobloсk III. Возможное соотношение присадки к продукту – 5–2500 ppm. Интервал рабочих температур прибора – от -20 до +60 °С, рабочее напряжение – 110 В либо 230 В. MiniPak6 оборудован двумя портами связи по интерфейсу RS485 (двухпроводной), четырехстрочным LSD-дисплеем с задней подсветкой и портативным ИК-контроллером. Прибор также имеет сертификат ATEX, подтверждающий возможность его использования во взрывоопасных зонах. В ассортименте фирмы Honeywell-Enraf имеется еще и дополнительное оборудование для систем впрыска присадок. В частности – система насосов, нагнетающих присадку к устройствам впрыска. Она состоит из двух бессальниковых насосов (с магнитной муфтой) с автоматическим дублированием. Их размеры определяются требованиями заказчика. Оборудование имеет большое количество опций, среди которых включение и выключение на установке, мониторинг низкого давления, низкой скорости потока и высокой температуры. Также к дополнительному оборудованию систем впрыска присадок относится насосная система выгрузки присадки. Она состоит из одного насоса и обладает клапанами с электроприводом.

Кроме того, в компании Honeywell-Enraf клиенты могут заказать шкаф для монтажа инжекторного оборудования. Конструкция выполнена из нержавеющей стали, ее размеры варьируются в зависимости от пожеланий заказчиков. В один шкаф можно установить до 16 инжекторов. Устройство оборудовано впускными и выпускными каналами, дополнительными изолирующими клапанами и распределительной коробкой с кабельной проводкой. Популярностью среди заказчиков пользуются и поршневые компакт-пруверы Calibron. Оборудование может производить до 11 циклов проверки за 10 минут, занимает минимум пространства, не требует длительного прерывания рабочих операций на объекте и обратной перекачки. При этом эксплуатационные и полные затраты весьма невелики. Расходометр может проверяться в процессе налива без отключения стояка. Устройство прекрасно сопрягается со всеми вычислителями расхода, оснащенными функциями двойной хронометрии. Компакт-прувер работает плавно, без толчков и перепадов, предоставляет широкие возможности выбора диапазонов по потоку. Оборудование полностью компьютеризировано. Программное обеспечение к компьютеризированной технике позволяет осуществлять управление резервуарными запасами: регулировать впрыск присадок,

контролировать терминал доступа, вести резервуарный учет, взаимодействовать с компьютером налива и выдавать накладные. Все эти операции производятся внутри одной сети, которая имеет надежный протокол и защиту от молний, что тоже немаловажно, поскольку устройства могут находиться на большом расстоянии друг от друга.

Honeywell-Enraf уже имеет 200 000 устройств и пакетов ПО, установленных более чем на 3000 терминалах в России, США, Японии, ОАЭ, Греции, Мексике и еще 15 странах по всему миру. Такая внушительная цифра – свидетельство непревзойденного опыта в области автоматизации терминалов и приложений коммерческого учета. В списке клиентов HoneywellEnraf – «Лукойл», «ТНК−ВР», BP−Amoco, ExxonMobil и другие, не менее известные и крупные компании. Они ценят качественную работу Honeywell-Enraf с последующей полной технической поддержкой, опыт по разработке приложений для смешения и впрыска присадок, полную автономность работы смонтированного оборудования, внимательность к пожеланиям клиента и готовность изготовить некоторые детали под заказ. Оборудование компании позволяет сократить потери перерабатываемого сырья, а также сделать процесс более простым и технологичным, а значит – более выгодным.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

15

переработка

Очистка любых жидкостей Система фильтрации компании 3М на современных нефтеперерабатывающих предприятиях Анастасия Сучкова, Михаил Терентьев Выход из строя оборудования нефтеперерабатывающих предприятий часто ускоряется большим содержанием примесей в сырье. Высокая концентрация твердых частиц в продуктовых потоках со временем приводит к появлению их отложений в трубопроводах, теплообменных и массообменных аппаратах; абразивному и коррозионному ускоренному износу оборудования; старению и перерасходу оборотных вспомогательных реагентов; преждевременной необратимой дезактивации катализаторов в каталитических процессах. Отсюда – неудовлетворительное качество выпускаемой продукции и ее недовыпущенные объемы. Непредусмотренные остановки производства, спровоцированные механическими загрязнениями сырья нефтепереработки, – проблема сегодня вполне решаемая. Эффективная система фильтрации значительно сокращает количество таких остановок и расходы, связанные с регулярными чистками и ремонтом установок. Первоочередные задачи всех фильтров, используемых в нефтепереработке, – защита оборудования от ускоренных процессов износа, снижение абразивности потоков; фильтрация сырья и полупродуктов, технологической воды, уплотнительных и смазочных масел, циркулирующих в компрессорных системах и системах смазки турбин, топлива для печей, используемых в процессе переработки нефтепродуктов; фильтрация аминов при очистке кислых газов и гликолей при осушке газов и, наконец, заключительная очистка продукции перед отгрузкой. Почему устаревшие конструкции фильтров использовать нецелесообразно? Как правило, это металлические сетки или матерчатые мешки, которые требуют постоянных чисток или замены. Они быстро забиваются и малоэффективны, поэтому срок их эксплуатации очень недолог, а загрязнения продолжают цикрулировать по системам. Для повышения эффективности работы многие предприятия мо-

16

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

дернизируют технологические схемы, включая в них фильтрационные установки, используют новые разработки в технологии фильтрации. Современные системы фильтрации на всех сырьевых линиях обладают очевидными достоинствами. Во-первых, они предупреждают ускоренный износ оборудования благодаря большой эффективности и высокому ресурсу; во-вторых, не требуют значительных затрат при обслуживании; в-третьих, надежны в эксплуатации; в-четвертых, конструкция некоторых установок наделяет их таким важным качеством, как самоочищение; в-пятых, благодаря значительной грязеемкости, фильтры способны задержать большую массу за-

грязнений; и, наконец, установки имеют сменные фильтроэлементы с глубинным принципом фильтрации. Особенно жесткие требования предъявляются к очистке при производстве смазочных масел и гидравлических жидкостей. Система фильтрации в данном случае должна обеспечивать специально высокое качество очистки и экономическую эффективность. По ГОСТ 17216, масла, применяемые в маслосистемах, например смазки турбин, должно быть не менее 8–9 класса чистоты, т. е. иметь в своем составе условных загрязнений не более 0,00025% от общей массы. Для получения продуктов такого высокого качества этой группы применяются фильтры с рейтингом 1–5 микрон

с эффективностью удаления соответствующего размера частиц не менее 99,9%. Сегодня на рынке оборудования для нефтеперерабатывающих предприятий представлен большой ассортимент систем фильтрации. Лидерами по популярности стали жесткие фильтроэлементы (картриджи) глубинного типа фильтрации. Причины быстрого распространения этих установок – высокая эффективность работы, что обусловлено особенностями механизма картриджа, основанными на удачном сочетании объемной глубинной конструкции фильтра с градиентно-пористой структурой картриджей. Характеристики: - максимальная производительность данной стандартной системы – 500 м3/час; - устанавливаются в стандартные фильтродержатели, которые вмещают до 116 единичных элементов; - фильтроэлементы работают несколько месяцев, а потом их можно просто заменить. Ассортимент глубинных фильтров, использующихся в промышленности разных областей, в том числе в нефтеперерабатывающей и нефтехимической сфере, достаточно велик. Компания 3М имеет огромный опыт работы в области фильтрации и предлагает широкий выбор оборудования. Фильтры Micro-Klean (Микроклин) – стандартные глубинные фильтры без сердечников, бороздчатые, изготовленные на основе волокна (целлюлозного или акрилового) по технологии пропитки волокнистого матрикса патрона термополимеризующимися смолами, номинальные, эффективность фильтрации 90%. Отличаются экономичностью, относительно высокой эффективностью фильтрации и универсальностью: производятся в широком ассортименте размеров пор (от 1 до 200 микрон). Обычно применяются для фильтрации топлив, пароконденсата, воды. Фильтры Petro-Klean (ПетроКлин) – глубинные фильтры без сердечников с бороздчатой поверхностью, градиентом пористости, абсолютные, эффективность www.mediarama.ru

www.mediarama.ru

ные решения, а трудоемкость при заменах и большие габариты установок делают невозможным применение стандартных «свечных патронов», высокая производительность фильтров данной серии выручает конструкторов и технологов, ведь производительность только одного патрона достигает 120 м3/час. А таких патронов в стандартной установке может уместиться до 19, т. е. производительность компактной стандартной единицы оборудования превышает 2000 м3/час. Фильтры Turno-Klean (ТурноКлин) – интереснейшие в своем роде фильтры щелевой конструкции, характеризуются надежностью, экономичностью, простотой в использовании и долговечностью. Уровень фильтрации от 35 микрон и выше. Эта система заслуживает особого

внимания. Ее отличает способность самоочищаться в процессе работы без остановки потока. Очистка идет в калиброванных зазорах между стальными кольцами, которые собраны в картридж цилиндрической формы. Работа производится при вращении картриджа чистящими лезвиями, вставленными между кольцами. Задержанные частицы остаются на дне отстойника и постоянно или периодически, в зависимости от массы загрязнений, удаляются через дренажное отверстие. Этот фильтр эффективно работает, если большая часть загрязнений, которые нужно удалить, представляет собой твердые недеформируемые частицы. Самоочистка производится как в ручном, так и в моторизованном вариантах. Эти фильтры изготавливаются из нержавеющей или углеродистой стали. Моторизо-

ванный фильтр Turno-Klean может быть исполнен в пожаро- и взрывобезопасном варианте. Классические модификации способны на производительность от 1 до 60 м3/час (по индивидуальному заказу – до 1000 м3/час и более). Отметим, что допустимая температура для стандартной версии – до 110 °С, а для высокотемпературной – до 260 °С. Фильтр Turno-Klean применяется для очистки всевозможных жидкостей без ограничения вязкости: топлива, мазута, парафинов, битума, газойля, расплавов полимеров. Интересен факт непрерывной работы установки на маслах более 40 лет. Оборудование компании 3М способно качественно и эффективно производить очистку практически любых жидкостей до любого требуемого уровня фильтрации. Все фото – 3М

фильтрации не ниже 99,9%. Производятся они по такой же технологии, что и предыдущая группа, но при их производстве используются специальные приемы, которые позволяют существенно увеличить эффективность удаления частиц. Характеризуются четким отсечением частиц соответствующего рейтинга и уровнем фильтрации от 10 до 40 микрон. Ряд нефтеперерабатывающих предприятий России активно внедряет в производство данные фильтры для повышения эффективности процесса очистки алканоламинов (МЭА, ДЭА, МДЭА), применяемых для абсорбции сероводорода и двуокиси углерода из кислых нефтяных газов. Фильтрация аминов позволяет результативно бороться с такими проблемами, как пенообразование, перерасход аминов и повышенная коррозия аминовых систем. В ситуации, когда большая часть примесей представлена деформируемыми смолообразными частицами, продуктами деградации циркулирующих технологических жидкостей, глубинные фильтрующие конструкции имеют бесспорное преимущество перед различного рода сетчатыми, поверхностными фильтрами. Именно глубинная структура фильтров способна надежно удерживать пластичные частицы этих типичных проблемных спутников аминовых систем очистки. Фильтры Beta-Klean (Бета-Клин) – глубинные фильтры без сердечников с градиентом пористости, абсолютные. Обеспечивают эффективность фильтрации не менее 99,9% и уровень фильтрации от 5 до 70 микрон. Могут обеспечивать 7–8 класс чистоты продукта, что как раз отвечает высоким стандартам промышленной чистоты высококачественных смазочных масел, например турбинных масел. Фильтры High FLOW (ХайФло) – высокопрочные фильтропатроны большого диаметра (200 мм) из тончайшего полипропиленового микроволокна, гофрированные по специальной оригинальной технологии. Они отлично совместимы с нефтепродуктами и работают надежно при температурах до 80 °С. Эффективность фильтрации таких фильтропатронов более 99,9%, уровень фильтрации от 1 до 70 микрон. Патроны High FLOW отлично зарекомендовали себя при фильтрации больших потоков технологической воды, больших потоков аминов и топлив. Именно на технологиях очистки, где требуются высокопоточ-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

17

переработка

Умение быть на высоте «Зиракс» покоряет вертикально интегрированные нефтяные компании Ольга Максимова

18

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

вом рынке, с декабря 2005 года акции компании стали котироваться на Лондонской фондовой бирже (AIM). С января 2006 года компания «Глобал-Каустик» была переименована в «Зиракс». В 2006 году «Зиракс» продолжил создание новых мощностей, на этот раз уже за пределами России. В 2006 году было подписано соглашение с международным химическим концерном Solvay о строительстве на условиях выкупа продукции нового завода в Италии по выпуску гранулированного хлорида кальция мощностью 80 тыс. тонн в год по технологии «Зиракс». Завод был запущен в начале 2008 года. В 2007 году «Зиракс» также приобрел уже в свою собственность завод по производству жидкого синтетического хлорида кальция в Австрии – город Эбензи – мощностью до 50 тыс. тонн продукта в год. Успешно шло и расширение мощностей

Компания «Зиракс» создана в 2002 г. как совместное предприятие на паритетных началах между специализированной химической компанией Global Specialty Chemicals (USA) и «Каустик» (Россия, Волгоград). Производственные мощности «Глобал Каустик» с самого начала создания компании размещались на территории созданного индустриальнохимического парка «Каустик» в Волгограде, где уже на тот момент работало более 10 мелких и средних предприятий с участием иностранного капитала, занимающихся производством, переработкой и отгрузкой продукции органического и неорганического синтеза. Клиенты: «Роснефть», «ТНК-ВР», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», Abu Dhabi National Oil Company, Egyptian National Oil Company, MI Swaco, Halliburton.

«Зиракс» в России – к началу 2011 года выпуск хлорида кальция в Волгограде составил 100 тыс. тонн в год, а многокомпонентных твердых реагентов «Айсмелт» – 40 тыс. тонн в год. В 2009 году «Зиракс» запустил новую установку по производству кислотных композиций на основе синтетической соляной кислоты, которые используются нефтедобывающими компаниями для повышения нефтеотдачи пластов. В 2010 году «Зиракс» прибрел в собственность в России карьер по добыче карбоната кальция с оцениваемыми запасами до 20 млн тонн сырья.

Существенно расширилась и продуктовая линейка «Зиракс» за последние три года. Теперь «Зиракс» – это поставщик более чем десяти видов различных солевых систем и кислот для глушения и бурения скважин, пищевых добавок на основе кальция, строительных присадок и реагентов для пылеподавления на основе синтетического хлорида кальция, самого широкого спектра современных, безопасных и эффективных противогололедных реагентов и решений с клиентами более чем в 50 странах мира.

Все фото – «Зиракс»

Опровергая все слухи о том, что российская промышленность не развивается, компания «Зиракс», специализирующаяся на выпуске нефтехимии для нефтегазодобывающих компаний, заняла свою четкую и стабильную нишу на рынке. Компания относительно молодая по сравнению с мировыми «титанами». В 2002 году вновь созданное СП инвестировало значительные средства в поддержание действующего производства гранулированного синтетического хлорида кальция, производимого на основе высококачественной соляной кислоты и известняка, а с 2003 года удвоило производство безводного хлорида кальция, построив фактически еще один современный завод, одновременно с этим запустив новое производство многокомпонентного противогололедного реагента «Айсмелт» (ХКНМ), до сих пор – единственного в России. К началу 2004 года выпуск гранулированного синтетического хлорида кальция с содержанием основного вещества до 98% на предприятии достиг 60 тыс. тонн в год, а выпуск твердого многокомпонентного противогололедного реагента «Айсмелт» – 30 тыс. тонн в год. На начало 2003 года в портфеле заказов «Глобал− Каустик» можно было выделить два ключевых направления – это департамент ЖКХ города Москвы, где «Глобал-Каустик» наряду с другими компаниямипроизводителями зарекомендовал себя как надежного поставщика современных твердых противогололедных реагентов – хлорида кальция и «Айсмелт», пришедших на смену неэффективной и экологически небезопасной песко-соляной смеси (ПСС), а также ряд крупных нефтесервисных компаний Северной Америки, где хлорид кальция производства «Глобал-Каустик» («Зиракс») стал широко использоваться в качестве основы для приготовления буровых растворов и жидкостей глушения. В 2005 году акционерами компании было принято решение о продаже части новых акций на международном финансо-

www.mediarama.ru

Четыре «дочки» «Зиракс» На сегодняшний день у компании ровно четыре дочерних предприятия, одно из которых находится в Австрии: Zirax Ausria – производитель и поставщик современных противогололедных реагентов на основе хлорида кальция, индустриальных добавок для строительства и бумажной промышленности, поставляемых в Центральную, Восточную и Западную Европу. Также есть дочернее предприятие «Некстра» – разработчик, производитель и поставщик продукции розничного направления – средства для борьбы со снегом и льдом, химия для посудомоечных машин. Дочернее предприятие «Зиракс−Нефтесервис» – ведущая нефтесервисная компания России, специализируется на разработке эффективных системных решений для нефтегазовых компаний, основанных на индивидуально спроектированном комплексе современных технологий и уникальных реагентов. «Зиракс-Нефтесервис» оказывает сервисные услуги по повышению нефтеотдачи пластов, глушению, освоению скважин, решению задач по водоизоля-

www.mediarama.ru

ции, ограничению водопритока, выравниванию профиля приемистости. Дочернее предприятие «ПИК− Задонье» занимается разработкой, добычей и перевозкой карбоната кальция для нужд «Зиракс», а также любым другим клиентам в Центральном и Южном ФО России. Владелец лицензии на добычу сырья в Перекопском известняковом карьере (Волгоградская область). Что же касается главного завода предприятия, то в рамках индустриально-химического парка «Каустик» (Волгоград) производство гранулированного хлорида кальция и противогололедных реагентов «Зиракс» успешно функционирует уже более девяти лет. На заводах «Зиракс» в Волгограде, а также на собственном известняковом карьере работает более 300 человек. В планах по развитию – увеличение мощностей по производству солевых систем для глушения скважин на основе синтетического хлорида кальция, реагентов для борьбы со снегом и льдом, кислотных композиций для увеличения нефтеотдачи пластов (нефтегазодобыча), буровых растворов, розничных продуктов для обработки территорий в зимний период, продуктов переработки карбоната кальция. Более девяти лет «Зиракс» занимается производством продуктов нефтепромысловой химии: - cинтетический хлорид кальция в качестве добавок для буровых растворов; - солевые системы PelletOil для глушения скважин; - модифицированные солевые системы серии Wotasoft для щадящего глушения скважин с гидрофобизирующими свойствами и защитой от коррозии; - многокомпонентные солевые системы для глушения скважин низкой плотности, а также скважин с аномально высоким пластовым давлением; - синтетическая соляная кислота марки Extroil для кислотных обработок скважин; - синтетические кислотные составы серии «Флаксокор» для повышения нефтеотдачи пластов. Базовым конкурентным преимуществом продукции «Зиракс» является потребительская ценность продуктов – солевые системы и кислотные композиции «Зиракс» позволяют клиентам добывать больше нефти и газа,

снижать расходы на сопутствующую химию, повышать безопасность работы на скважине, снижать капитальные и логистические расходы. По статистике, средний дополнительный доход клиента «Зиракс» в России при использовании солевых систем и кислотных композиций «Зиракс» – от $30 тыс. до $150 тыс. в год с одной добывающей скважины. Следует также отметить и выгодное логистическое расположение заводов «Зиракс» – химический парк в Волгограде позволяет обеспечивать нефтегазовых клиентов и в Западной Сибири, и на Ближнем Востоке в сроки от одной до двух недель. Жидкости глушения PelletOil PelletOil – это гранулы безводного кальция хлористого (CaCl2) уменьшенного размера с содержанием основного вещества 94–98%, которые производятся из синтетической соляной кислоты, что позволяет получать продукт с минимальным содержанием примесей. Используется нефтесервисными компаниями на нефтяных и газовых месторождениях в качестве основы или одного из компонентов: жидкостей глушения, буровых растворов, ускорителей затвердевания, тампонажных цементов, жидкостей для ремонта скважин. Применяется во время бурения и подготовки новых нефтяных скважин для промышленной добычи нефти, их обустройства и последующей эксплуатации, текущего и капитального ремонтов, а также для повышения нефтеотдачи.

PelletOil используется в качестве основного компонента жидкостей глушения скважин. Жидкости глушения на основе PelletOil технологичны в приготовлении и использовании, а их свойства поддаются регулировке. Удельная плотность растворов жидкостей глушения на основе хлорида кальция варьируется от 1 до 1,4 кг/литр, что позволяет использовать их практически в любых скважинах с разными геологическими и технологическими условиями. Жидкости глушения на основе PelletOil используются в комплексе со специальными добавками и имеют ряд преимуществ: химически инертны по отношению к горным породам, составляющим коллектор, не образуют водных барьеров, термостабильны при высоких температурах, способствуют гидрофобизации поверх-

Реагенты для бурения «Зиракс»: - полиакриламиды; - модифицированные крахмалы (APIкрахмал); - ингибиторы набухания глинистых сланцев; - частично гидролизованный полиакриламид – PHPA; - сульфированные фенольные смолы (серия SMP); - сульфированный лигнит (SMC); - разжижитель буровых растворов (противоцементная добавка) HFT-301; - смазочная добавка для буровых растворов на водной основе (HF-JHC); - смазочная добавка к буровым растворам, использующимся в условиях экстремальных нагрузок (RH3); - пеногаситель HFX-101; - амфотерные полимеры из серии разжижителей; - сульфированный асфальт (аналог «СОЛТЕКСА»); - разжижитель буровых растворов в условиях высоких температур и минерализации; - карбоксиметилцеллюлоза CMC-HV; - карбоксиметилцеллюлоза CMC-LV; - ингибитор набухания глин для буровых растворов; - высоковязкая полианионная целлюлоза PAC-HV; - низковязкая полианионная целлюлоза PAC-LV.

ности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения. Буровые растворы Системы буровых промывочных жидкостей классифицируются по составу дисперсионной среды. Буровые растворы могут быть изготовлены либо на основе воды, либо на нефтяной (углеводородной) основе. PelletOil кальций хлористый – это основной компонент для буровых промывочных жидкостей на водяной основе, обеспечивающий: агрегативную и кинетическую устойчивость, стабильность свойств и, прежде всего, плотности, хорошую прокачиваемость, инертность по отношению к хорошо растворимым породам. В буровых растворах, где присутствуют углеводородные составляющие, с помощью PelletOil может быть сформирована композиция в виде раствора солей, которая может служить «внутренней» фазой инверторной эмульсии. PelletOil добавляет необходимый вес и свойства «гелеобразности» буровому раствору, что позволяет держать осколки породы, глины, песка и другие мелкие и крупные частицы во взвешенном состоянии в

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

19

переработка Реагенты для нефтедобычи и переработки «Зиракс»: - гелеобразующий полимерный реагент для вытеснения нефти; - высокомолекулярный полимер для изоляции водоносных горизонтов; - микроэмульсия для повышения нефтеотдачи пластов; - реагент для изоляции водоносных горизонтов; - термостойкий полимер для вытеснения нефти; - гелеобразующий материал и сшивающий агент для водоизоляции; - ингибитор парафиноотложения; - реагент для снижения предела текучести нефтяного сырья; - реагент для снижения вязкости тяжелой нефти; - преобразователь вязкости; - деэмульгатор DQ-125; - деэмульгатор (TA); - деэмульгатор (АР).

виде суспензии, делая более легким процесс их утилизации во время бурения путем подъема наверх.

PelletOil кальций хлористый отлично растворяется и не застывает при высоких температурах, поэтому может работать практически при любых условиях – например при бурении глубоких скважин во время разведки. Концентрация растворов PelletOil кальция хлористого для обращенных эмульсий варьируется от 1,32 кг/л для 32% до 1,39 кг/л для 38% раствора. Обращенные эмульсии в качестве готовых растворов содержат от 64 тыс. до 133 тыс. ppm кальция хлористого в зависимости от требуемого веса и свойств «гелеобразности». В отличие от других форм кальция хлористого, существующих на рынке, PelletOil производится в виде уменьшенных гранул, которые работают более эффективно за счет быстрого растворения. Более крупные гранулы медленнее переходят в жидкую фазу, осаждаются на дне резервуаров с буровыми растворами и создают проблемы с уровнем плотности растворов. Использование PelletOil кальция хлористого приводит к увеличению срока эксплуатации буров, увеличивает темпы бурения скважин и может сократить время, используемое для бурения одной скважины, приблизительно на 25%. Ускоритель затвердевания бетона для цементирования скважин PelletOil является наиболее широко применяемым ускорителем схватывания тампонажных цементов. PelletOil применяется при цементирова-

20

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

нии направлений, кондукторов и установке мостов. Значительный рост прочности в ранние сроки затвердевания при нормальной и низкой температурах уменьшает периоды выдерживания и ухода, требующиеся для достижений технически необходимой прочности цементного камня, что приводит к снижению капитальных и операционных затрат при эксплуатации месторождений углеводородного сырья.

PelletOil используют как при первичном, так и при вторичном цементировании скважины. Первичное представляет собой цементирование зон вдоль стенок обсадной трубы сразу после начала ее установки, когда она только кладется к месту залегания пласта (пластов). Это позволяет избежать перетоков буровых растворов или жидкостей, которые использовались для глушения между пластами и поверхностью, а также предотвращает загрязнение подземных вод остатками растворов с нижних зон скважины. Также первичное цементирование вытесняет воду из пласта и поддерживает обсадную трубу во время ее установки. Вторичное цементирование представляет собой глушение уже осушенного отверстия или вынос трубы на другое отверстие, где наблюдается залегание продуктивного пласта. В зависимости от разных геологических условий PelletOil может использоваться на глубине до нескольких тысяч метров. Жидкости для капитального ремонта скважин PelletOil хлорид кальция используется как один из компонентов промывочных жидкостей, использующихся для капитального ремонта скважин, выноса на поверхность оставшихся частиц песка, породы и др. Промывочные жидкости на основе PelletOil кальция хлористого – это ингибирующие псевдопластичные буровые промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы, обладающие высокими удерживающими и выносящими способностями, требуемыми стабильными реологическими и тиксотропными свойствами, достаточными смазочными характеристиками, защищающими призабойную зону пласта от глубокого проникновения фильтрата, сохраняя его коллекторские свойства. Промывочные жидкости на основе PelletOil хлорида кальция экологически безопасны.

PelletOil хлорид кальция – ингибитор гидратации глинистых частиц (как вырубленного шлама, так и матрицы породы коллектора), обеспечивающих регулирование плотности промывочной жидкости. Жидкости глушения PelletOil Wotasoft – чистая солевая система для глушения скважин с плотностью 1,4 г/см3 с гидрофобизирующими свойствами. Это абсолютно новый щадящий раствор для глушения скважин с плотностью 1,3–1,4 г/см3, увеличивающий норму производительности и существенно сокращающий обводненность нефтяных и газовых скважин. Значительно снижает вероятность образования водонефтяных эмульсий, активно помогает диспергировать парафиноотложения внутри нефтяных скважин и сохраняет коллекторские свойства пластов. Применение PelletOil Wotasoft позволяет сократить время выхода скважины на режим и увеличивает проницаемость коллектора для углеводородов. После выполнения операции глушения каждая нефтяная и/или газовая скважина возвращается к своей первоначальной производительности, а во многих случаях достигает уровня повышенной производительности в два раза быстрее, чем при использовании обычного хлористого кальция и/ или других солей, составляющих основу жидкости глушения.

PelletOil Wotasoft соответствует СТО 39297743-03-2007 и изготавливается с применением синтетического высокочистого хлорида кальция в своей основе. Потребительская ценность солевой системы PelletOil Wotasof заключается в снижении обводненности скважин и повышении качества нефти и газа и увеличении производительности скважины за счет более быстрого перезапуска.

Compactoil – жидкость для глушения скважин с плотностью 1,1–1,3 г/см3 в сухом виде. Раствор представляет собой комбинацию неорганических солей с ингибитором коррозии и гидрофобизирующими свойствами. Смесь скомпактирована с применением соответствующей технологии «Зиракс», обеспечивающей уникальное смешивание солей хлорида кальция, хлорида натрия, хлорида магния и хлорида калия, если это нужно для достижения необходимой плотности по характеристикам конкретной скважины.

Применение Compactoil повышает производительность и сокращает обводненность скважины. Compactoil значительно сокращает содержание водонефтяной эмульсии, помогает диспергировать парафиноотложения внутри нефтяных скважин и сохраняет коллекторские свойства. Параметры коллектора в части углеводородного потока значительно улучшаются после обработки жидкостью глушения скважин. После выполнения операции глушения каждая нефтяная и/ или газовая скважина возвращается на режим, а во многих случаях достигает уровня повышенной производительности в два раза быстрее, чем при использовании обычного хлористого кальция и/или других солей, составляющих основу жидкости глушения. Технологические жидкости Тяжелые технологические жидкости для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) на основе бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка, хлорида кальция и хлорида натрия. Плотность – от 1400 до 2200 кг/м3. Применяются для глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением. Обеспечивают минимальное содержание примесей в солевой системе, отсутствие выпадения солей при многокомпонентной

www.mediarama.ru

основе, возможности для регенерации, низкую коррозионную активность посредством ввода ингибиторов коррозии, а также гибкий подбор солевых основ для обеспечения экономичности технологии. Кислотные составы Синтетические кислотные составы Extroil для повышения нефтеотдачи пластов готовятся на основе высокочистой синтетической соляной кислоты, которая производится из чистого электролитического хлора с электролиза природных солевых рассолов. Кислотные составы Extroil обеспечивают: - увеличение дебитов нефти более чем на 40%; - продолжительность эффекта более чем 100 дней; - обработку карбонатных и терригенных коллекторов; - обработку добывающих и нагнетательных скважин. «Зиракс» обладает парком ИСО-контейнеров для доставки кислоты и кислотных составов по территории России и СНГ, предоставляя возможность постепенной выборки состава из тары в течение трех-четырех недель на месте для плавного проведения работ. Это снижает необходимость создания собственных кислотных хозяйств у заказчика. В советское время кислотные обработки углеводородных скважин не считались актуаль-

www.mediarama.ru

ной задачей – коэффициент извлечения нефти (КИН) составлял 42% (сейчас цифра сократилась до 28–29%). Не было создано инфраструктуры обращения с кислотами (оборудование для перевозки, хранения и утилизации), а также не было налажено производство кислотных составов для ПНП на основе синтетической соляной кислоты. Пришедшие в начале 90-х в Россию крупные западные нефтесервисные компании предпочитали на российских месторождениях применять гидроразрыв пласта, который давал быструю отдачу, но часто губил месторождения, приводил к обводнению коллектора. Кроме того, неразвитость этой сферы в России связана с особенностями менталитета. Специалисты нефтяных компаний часто не готовы довериться нефтесервисным компаниям, позволить проводить работу на собственных скважинах. Приходится преодолевать психологический и финансовый барьеры, доказывать, что твоя система и технология являются эффективными. Все последние годы рост добычи нефти в России шел нарастающими темпами: с 323 млн т в 2000 году до 504,9 млн т в 2010 году. Добиться уровня добычи в 500 млн т нефти в год российским нефтяникам удалось, в частности, за счет начала эксплуатации Ванкорского месторождения компании «Рос-

Технологии «Зиракс-Нефтесервис»: - технологии глубоконаправленных солянокислотных обработок; - высокотехнологичные решения закачки самоотклоняющихся систем; - эффективные технологии щадящего глушения; - технологии освоения скважин; - современные решения по водоизоляции, выравниванию профиля приемистости; - технологии гидроимпульсного, виброволнового, ультазвукового воздействия на пласт.

нефть» и интенсификации добычи на ряде месторождений в начальной стадии разработки. Но на ближайшие годы больших резервов для дальнейшего экстенсивного роста нефтедобычи не предвидится. Наоборот, в связи с нарастающей выработкой прежних богатых месторождений возможен даже спад добычи нефти. О том, что нефтяники на ряде месторождений подошли к возможному пределу добычи, говорит, например, тот факт, что специалистами уже обсуждаются варианты и методы добычи трудноизвлекаемых запасов (сильно обводненной, битуминозной нефти и др.). Сохранение хотя бы нынешнего уровня добычи возможно только с развитием качественных нефтесервисных услуг и применением новых методов добычи. Все эксперты едины во мнении, что в 2011 году спрос на нефтесервисные услуги восстановился, преодолев кризис 2008 года. Тенденцией последних лет стало выделение нефтесервисных подразделений из состава добывающих компаний. Если в 2003 году более 80% сервисных услуг оказывалось аффилиро-

ванными сервисными компаниями и сервисными подразделениями нефтяных компаний, то сейчас эта цифра оценивается всего лишь в 20–30%. При этом на рынке идут интенсивные процессы слияния/поглощения, кроме того, на рынок выходят новые компании. Наиболее интенсивный рост рынка нефтесервисных услуг в России в ближайшие годы ожидается в бурении (как разведочном, так и эксплуатационном), высокотехнологичных химических методах интенсификации добычи и геофизических исследованиях. С уверенностью можно сказать, что рынок нефтесервисных услуг России еще далек от своего насыщения и на нем есть место новым молодым динамичным компаниям, которые предлагают качественные решения и абсолютно новые стандарты операционного менеджмента для их успешной реализации. Независимые и мобильные новые российские нефтесервисные компании в последнее время практически всегда выигрывают у крупных западных и российских игроков за счет быстроты принятия решений, большего спектра предлагаемых услуг, гарантий высокого качества химических реагентов и сервиса, а также операционного менеджмента в процессе проведения либо операций КРС, либо операций ПНП. Сейчас рынок нефтесервисных услуг в России оценивается в $14 млрд, среднегодовой рост составляет порядка 10–15%. И это только начало. Компания планирует развиваться как с точки зрения географии, так и с точки зрения увеличения производственной базы. Планируется существенное увеличение мощностей по солевым системам глушения с гидрофобизирующими свойствами для бережного отношения к продуктивным пластам, кислотных композиций на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов у клиентов, развитие сервисных услуг с увеличением количества собственных бригад для кислотных обработок, производств собственных буровых растворов.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

21

оборудование

Энергосбережение на промышленных предприятиях Новые разработки компании «Эмис» Виктория Архипова Сегодня команда разработчиков «Эмис», развитая производственная база и кооперация с другими ведущими разработчиками и поставщиками компонентов из СНГ и со всего мира позволили создать ряд измерительных приборов, которые по наиболее существенным характеристикам успешно конкурируют с продукцией мировых лидеров приборостроения. Освоенная производством продукция постоянно модернизируется, улучшаются ее потребительские характеристики, расширяется типоразмерный ряд приборов продукции, повышаются технологичность и качество изделий. На постоянной основе компания «Эмис» увеличивает возможности собственного научно-производственного центра, ежегодно вкладывая значительные средства в новые разработки. На предприятии действует cистема менеджмента качества, соответствующая требованиям международного стандарта DIN EN ISO 9001:2010. Общее понимание вопроса энергосбережения для большинства собственников предприятий ограничивается установкой счетчиков тепла и газа на вводе в предприятие. Такой подход решает только задачу учета для расчетов с поставщиками энергоре-

Компания «Эмис» основана в 2003 г. Производитель измерительных приборов, сопутствующего оборудования и сервиса. Компания предлагает большой выбор измерительных приборов для решения задач измерения, мониторинга и управления в технологических процессах нефтяной, газовой, металлургической промышленности, а также на предприятиях топливноэнергетического комплекса. Генеральный директор – Антон Хузин.

Энергосбережение на предприятиях промышленной сферы Для того чтобы заработали программы по энергосбережению на предприятиях промышленной сферы, необходима последовательная регулятивная государственная политика в регионах. В конце 2009 года был принят ФЗ № 261 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности», который устанавливает правовые, экономические и организационные основы стимулирования энергосбережения. По официальным данным, рост будет составлять в среднем 15%. При этом закон обязывает муниципальные предприятия ежегодно снижать энергозатраты на 3%. Так, например, во многих регионах создаются центры управления энергосбережением. Одна из перспективных целей ЦУЭ – создание отраслевых систем автоматизированного комплексного учета энергоресурсов, созданных на основе узлов и систем по учету расхода энергоресурсов. Такая система даст возможность контролировать каждому министерству объемы потребления света, тепла и воды во всех подведомственных учреждениях. Коммерческий учет теплоносителей Коммерческий учет теплоносителей подразумевает под собой внедрение в отношения по производству, транспортировке, потреблению тепловой энергии организационной и нормативно-правовой базы, которая способствует повышению экономических стимулов к энергоресурсосбережению у всех участников процесса теплоснабжения. Позволяет производить оплату за тепловую энергию только по показаниям узла учета тепла, а не по стандартным расчетным нормам. Сама по себе установка прибора учета – это не технология и не метод энергосбережения, это стимул к экономии энергии. При установке приборов учета потребители тепловой энергии постоянно могут наблюдать за потреблением ресурса, тем самым узнавать: сколько они потребили и на сколько могут сократить потребление тепловой энергии, чтобы платить меньше.

Все фото – «Эмис»

22

сурсов, но экономию не гарантирует. Более того, нередки случаи, когда после установки потребитель начинает платить больше, т. к. оказывается, что реальное потребление превышает используемое ранее расчетное. Для достижения реальной выгоды необходимо, чтобы программы по энергосбережению на предприятиях подразумевали: установку комплексной системы учета внутри предприятия, включающей учет не только по основным энергоресурсам (электричество, тепло, газ), но и по «вторичным» ресурсам (сжатый воздух и другие технические газы, а также жидкости), на производство которых расходуются основные; установку измерительных приборов на вводе в каждый внутренний обособленный объект потребления ресурсов (цех, технологическая линия и пр.); создание мер, стимулирующих рациональное потребление ресурсов в каждом из объектов. В этом случае повышается энергоэффективность каждого объекта и процесса предприятия и внедряется эффективная программа по энергосбережению. Важно отметить, что описанная схема комплексной системы учета уже имеет положительный опыт внедрения на российских предприятиях, что подтверждает правильность такого подхода.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

www.mediarama.ru

В большинстве современных предприятий и организаций приборный учет тепловой энергии сейчас проходит стадию активного внедрения. Для потребителей он интересен возможностью экономии денежных средств, для поставщика – возможностью отслеживать потребление и минимизировать затраты на генерацию избыточного тепла, выявлять и устранять утечки, снижать потери на транспортировке тепла и т. д. Узел учета тепловой энергии Это комплекс приборов и устройств, обеспечивающих учет тепловой энергии, массы (объема) теплоносителя, а также контроль и регистрацию его параметров. Конструктивно узел учета выглядит как набор «модулей», которые врезаются в трубопроводы. В узел учета тепла входят: вычислитель, преобразователи расхода, температуры, давления, приборы индикации температуры и давления, устройства обеспечения питания и устройства передачи информации. Работы по установке узлов учета тепловой энергии начинаются с обследования объекта и последующей разработки проекта узла учета тепловой энергии. Специалисты, занимающиеся проектированием узлов учета тепла, проводят все необходимые расчеты, подбирают оборудование, контрольноизмерительные приборы и главное – теплосчетчик. После того как проект разработан, необходимо провести согласование с организацией, поставляющей тепловую энергию для данного объекта. Этого требуют существующие нормы проектирования и правила учета тепловой энергии. После согласования можно приступать к монтажу узлов учета тепла. Монтаж на объекте у заказчика состоит из врезки (датчиков, запорной арматуры, вспомогательных устройств в трубопроводы), проведения электромонтажных работ. Электромонтажные работы заканчиваются подключением расходомеров и других приборов к вычислителю и программированием вычислителя для осуществления учета тепловой энергии. В завершение производится приемка узла учета тепловой энергии, которая заключается в пробном пуске и проверке работоспособности системы учета при различных режимах эксплуатации, после чего проводится сдача узла учета тепла согласующим сторонам на коммерческий учет, осуществляемый специальной комиссией от лица теплоснабжающей компании. Продукция Для учета тепловой энергии основным измерительным прибором в составе теплосчетчика является расходомер. Расходомер служит для измерения расхода, т. е. количества жидкости или газа, проходящего через трубопровод за единицу времени. Измерение расхода газа с помощью вихревого счетчика может происходить в широком диапазоне изменения температуры, давления и расхода. Простота и удобство эксплуатации вихревых расходомеров, доступность предоставления необходимой информации обеспечивают минимальные затраты не только на пусконаладочные работы, но и на техниwww.mediarama.ru

ческое обслуживание оборудования. Для измерения расхода неагрессивных газов и пара используются пластиковые ротаметры, обладающие достаточно простой конструкцией. Безошибочное измерение расхода пара необходимо для учета тепловой энергии, которую он переносит, на объектах промышленности и коммунального хозяйства. В состав счетчика пара входят датчики расхода, тепловычислитель, датчики температуры и датчики давления. В комплексе эти элементы обеспечивают измерение расхода пара с высокой точностью. Оборудование компании «Эмис» для измерения расхода пара может эксплуатироваться практически в любой технологической среде, что делает возможным его использование в любой отрасли промышленности. Из широкой номенклатуры приборов «Эмис» для предприятий нефтехимической, металлургической и энергетической промышленности, прежде всего, представляют интерес:

- Интеллектуальный вихревой расходомер «Эмис-Вихрь 200». Коммерческий и технологический учет попутного нефтяного газа, насыщенного и перегретого пара, природного газа, сжатого воздуха, кислорода, водорода и других технических газов. Измерение объемного расхода и объема воды, водных растворов и других жидкостей, в том числе загрязненных жидкостей и смесей жидкостей. Применяется в системах ППД. Измеряемые среды: газ, пар, жидкости Температура среды измерений: -200....+460 °С. Давление среды: до 25 МПа. Диаметр трубопровода: от 15 до 300 мм. Погрешность измерения жидкости: ± 0,5%. Погрешность измерения газа/пара: ± 1,0%. Выходные сигналы: 1000 Гц / 4–20 мА / RS485 / HART. Взрывозащита: 1ExibIIB (T1-T5) X / 1ExibIIC (T1-T5) X / 1ExdIIC (T1-T5) X. Межповерочный интервал: 4 года.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

23

оборудование - Погружной вихревой расходомер «ЭмисВихрь 205». Прибор применяется для измерения расхода жидкостей, газа и пара в трубопроводах большого диаметра. Конструкция позволяет производить врезку прибора и последующий демонтаж для периодического обслуживания без остановки процесса. Измеряемые среды: газ, пар, жидкости. Температура среды измерений: -40...+250 °С. Давление среды: до 4,0 МПа. Диаметр трубопровода: от 200 до 2000 мм. Погрешность измерения жидкости: ± 1,5%. Погрешность измерения газа/пара: ± 2,5%. Выходные сигналы: 1000 Гц / 4–20 мА / RS485 / HART. Взрывозащита: 1ExibIIB (T1-T5) X / 1ExibIIC (T1-T5) X / 1ExdIIC (T1-T5) X. Межповерочный интервал: 4 года - Металлические ротаметры «Эмис-Мета 215». Металлические ротаметры отличаются возможностью применения при высоком давлении и температуре измеряемой среды. Ротаметры используются для измерения расхода агрессивных сред (футеровка фторопластом), а также широко применяются в газоперекачивающем оборудовании. В серию также входят пластиковые ротаметры «Эмис-Мета 210». Диаметр расхода жидкости: 2,5–100000 л/ч. Диапазон расхода газа: 0,07–3000 м3/ч. Диаметры: 15–150 мм. Температура среды измерений: -80...+250 °С. Давление измеряемой среды: до 10 МПа. Погрешность измерения: до ± 1,5% Выходные сигналы: импульсный / 4–20 мА / RS-485 / HART. Взрывозащита: ExdIIBT4, 1ExibIICT4. Межповерочный интервал: 5 лет.

- Электронный расходомер жидкостей с регулятором расхода «Эмис-Пласт 220Р». Уникальное решение, сочетающее в себе расходомер жидкости, клапан и управляющий механизм. Отлично подходит для применения в системах автоматического измерения и регулирования расхода и в системах дозирования. Широко используется в системах поддержания пластового давления (ППД). Диаметр условного прохода: от 8 до 100 мм. Температура измеряемой среды: -20...+150 °С. Максимальное давление: до 42 МПа. Погрешность измерения расхода: до ± 0,5%. Выходные сигналы: импульсный / 4–20 мА / RS 485. Взрывозащита: 1ExdIIBT4Х. Межповерочный интервал: 4 года.

- Высокоточный роторный расходомер жидкостей «Эмис-Дио 230». Коммерческий и технологический учет жидкостей с высокой точностью. Измерение расхода сжиженных газов, светлых нефтепродуктов, нефти, нефти с водой, мазута, битума и др. вязких жидкостей. Применяется на предприятиях топливно-энергетического комплекса и других отраслей промышленности. Применяется в наливных терминалах и котельных. Измеряемые среды: сжатый газ, жидкости.

24

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

Вязкость среды: до 20 000 мПа/с. Температура среды измерений: -20...+250 °С. Давление среды: до 6,4 МПа. Диаметр трубопровода: от 8 до 400 мм. Погрешность измерения: до ± 0,15%. Выходные сигналы: импульсный / 4–20 мА / RS485 / HART. Взрывозащита: 1ExibIIB (T1-T5) X / 1ExibIIC (T1-T5) X / 1ExdIIC (T1-T5) X. Межповерочный интервал: 1 год.

- Массовый расходомер «Эмис-Масс 260». Предназначен для измерения массового и объемного расхода, плотности, массы и объема жидкостей и использования полученной

информации для технологических целей и учетно-расчетных операций на предприятиях химической, нефтехимической, нефтяной, пищевой, фармацевтической, других отраслей промышленности и объектах коммунального хозяйства. Применяется в АГЗУ и СИКН. Диаметр условного прохода: от 10 до 200 мм. Температура среды измерений: -50...+350 °С. Номинальное давление: до 6,4 МПа. Погрешность измерения расхода: до ± 0,15%. Погрешность измерения температуры: ± 0,1 °С.

www.mediarama.ru

Погрешность измерения плотности: ± 0,001 г/см3. Выходные сигналы: импульсный / 4–20 мА / RS485 / HART. Взрывозащита: 1Exd[ib]IICT6Х эл. блок / 1ExibIIC (T1-T4) Х датчик. Межповерочный интервал: 4 года.

- Электромагнитный расходомер «ЭмисМаг 270». Предназначен для измерения объемного расхода электропроводных жидкостей, в том числе агрессивных сред, двухфазных или загрязненных сред (с включением твердых частиц или суспензий) с минимальной

www.mediarama.ru

удельной электропроводимостью 5*10-4 см/м. Применяется в системах ППД, в системах водоснабжения, водоподготовки, а также на предприятиях химической отрасли промышленности. Диаметр условного прохода: от 10 до 3000 мм. Погрешность: до ± 0,3%. Температура среды измерений: -40....+ 180 °С. Номинальное давление: до 42 МПа. Выходные сигналы: импульсный / 4–20 мА / RS485 / HART. Взрывозащита: 1ExD[ia]IICT (4–6) X эл.

блок / 0ExiaIICT (1–4) X перв. преобразователь. Межповерочный интервал: 2 года. Приборы, разработанные и производимые под маркой «Эмис», зарекомендовали себя как надежные и качественные изделия, соответствующие всем современным требованиям к измерительным приборам. Среди наших постоянных клиентов «Сургутнефте− газ», «Балтика», «Татнефть», НПК «Уралва− гонзавод» («ЧТЗ»), «Тамбейнефтегаз», НК «Русснефть», «Сильвинит» и многие другие. Продукция компании зарегистрирована в Реестре государственной системы обеспечения единства средств измерения Республики Казахстан. Правильный выбор типа расходомера для конкретной среды с учетом ее физикохимических параметров играет существенную роль для определения точности результатов замеров, эффективности использования расходомера, периодичности и стоимости технического обслуживания и увеличения ресурса работы самого расходомера. Самый главный экономический эффект достигается при внедрении комплексной системы учета, подразумевающей получение информации о потреблении в каждом цехе или подразделении и создании мер по стимулированию грамотного энергопотребления внутри предприятия. В этом на каждом уровне все участники энергопотребления начинают повышать энергоэффективность своего участка (отдела, цеха и т. д.), а значит, снижают реальное потребление энергии. Суть расходомера заключается в том, чтобы за определенный отрезок времени подсчитать количество затраченных единиц энергии. Расходомеры, не имеющие движущих частей и не требующие технического обслуживания, предназначены для измерения массы и объемного расхода. В зависимости от типа расходомера и измеряемых параметров данные приборы имеют свои плюсы и минусы, отличия установки, величины погрешности, надежности работы и т. д. Следует отметить, что с каждым годом узлы учета становятся все более функциональными и сложными, а заказчики – более требовательными. Среди наиболее востребованных функций выделяются, прежде всего, передача информации с узла учета на компьютер в режиме online, возможность получения информации о потреблении и аварийных событиях в удобной форме, включая автоматические оповещения по электронной почте и SMS. Активно развиваются направления по обслуживанию узлов учета на аутсорсинге, а некоторые крупные компании по примеру зарубежных коллег идут еще дальше и выводят на аутсорсинг не только обслуживание, но и владение узлом учета. Таким образом, компании заключают договоры и платят только за предоставление необходимой информации об измерениях в заданное время в удобной форме и концентрируют свой бизнес на профильных направлениях деятельности.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

25

транспортировка

«Спецтрансгарант» – высокое качество перевозки Пополнение парка на 151 единицу газовых танк-контейнеров Юлия Лаптева Специализированные перевозки СУГ Профиль компании «Спец− трансгарант» («СТГ»), входящей в группу Rail Garant, – транспортировка сжиженных углеводородных газов (CУГ), а также продуктов химии и нефтехимии в специализированных танкконтейнерах (ТК). Компания постоянно развивается. В последнее время здесь был расширен и обновлен операционный парк. В частности, он пополнился на 151 единицу газовых ТК для перевозки СУГ. По словам управляющего директора «Спецтрансгаранта» Марии Суриной, решение о закупке нового оборудования было обусловлено общим увеличением объемов производства пропанбутана и бутадиена в России, что, в свою очередь, привело к росту объемов транспортировки данных продуктов. Новая техника приобреталась под реализацию как уже существующих, так и новых проектов. В связи с этим руководство компании рассчитывает, что увеличение парка газовых танк-контейнеров будет способствовать не только дальнейшему наращиванию объемов транспортировки СУГ, но и расширению клиентской базы. Особенности перевозок в танк−контейнерах Перевозки наливных грузов в танк-контейнерах в России на

Управляющий директор компании «Спецтрансгарант» Мария Сурина

26

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

сегодняшний день не достаточно востребованы и находятся лишь на начальной стадии развития. Большинство компанийгрузоотправителей по традиции предпочитают работать с вагонами-цистернами как с более привычным для них видом транспорта. «СТГ» – одна из первых российских компаний, которая начала осуществлять транспортировку сжиженных углеводородных газов в танкконтейнерах. Работа по данному направлению ведется с 2004 года. За это время компании удалось не только накопить богатый опыт по организации перевозок СУГ в специализированных контейнерах, но и стать крупнейшим в России и СНГ оператором ТК. Главной причиной, по которой компания решила использовать танк-контейнеры, стала их мультимодальность. Во-первых, это позволяет перегружать контейнер с одного вида транспорта на другой без перегрузки самого продукта и тем самым сохранять неизменным качество продукта на протяжении всего процесса транспортировки. Во-вторых, в условиях сложной транспортной доступности некоторых районов, потребляющих СУГ, возможность комбинирования различных видов транспорта при их перевозке – весомое преимущество перед вагонамицистернами. Безусловно, далеко не все предприятия уже сегодня готовы работать с танкконтейнерами, так как это предполагает модернизацию существующих наливных эстакад. Однако очевидные преимущества перевозок в специализированных контейнерах, а также всеобщая тенденция контейнеризации, по оценкам «СТГ», будут способствовать развитию перевозок наливных грузов в танк-контейнерах как сжиженных углеводородных газов, так и химических грузов.

Планы по развитию бизнеса В соответствии со стратегией развития перевозок сжиженных газов, к концу первого квартала текущего года собственный парк газовых танкконтейнеров «СТГ» увеличится еще на 50 единиц. В результате общий парк газовых ТК компании превысит 1300 единиц. Новый парк танкконтейнеров будет задействован для обеспечения растущего объема перевозок СУГ.

Если в декабре прошлого года объем перевозки СУГ компанией «СТГ» составил 25 тыс. тонн, то по результатам января текущего года он превысил 27 тыс. тонн. Начиная со второй половины 2012 года, компания планирует дальнейшее увеличение объемов перевозок СУГ и бутадиена. Еще одно важное направления деятельности компании – перевозка химии и нефте-

www.mediarama.ru

Все фото – «СТГ»

химии в танк-контейнерах. В управлении «СТГ» находится свыше 1300 химических танкконтейнеров. В рамках раз-

www.mediarama.ru

вития данного компания также парк, расширяет ру перевозимых

направления наращивает номенклатугрузов, уве-

личивает объем перевозок, а также реализует проект по строительству первого в России специализированного кон-

тейнерного депо для промывки, дегазации, периодического освидетельствования и ремонта танк-контейнеров.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

27

транспортировка

Новые идеи – важные проекты «Газпром нефть» развивает новые проекты в России и за рубежом Ирина Попкова «Газпром нефть», пятая по величине российская нефтекомпания, готовится к прорыву в развитии новых проектов в России и за рубежом. Внутри страны компании необходимо найти технические и инфраструктурные решения для начала добычи на севере Ямало-Ненецкого автономного округа и на юге Оренбургской области. В совокупности два эти региона станут основой для дальнейшего роста добычи компании. В рамках зарубежных проектов началась работа в Венесуэле и Ираке.

Все фото – «Газпром нефть»

Реализации Мессояхской группы «Газпром нефть» является оператором разработки Мессояхской группы месторождений, которые разрабатывает вместе с «ТНК−ВР». Большой комплекс геологоразведочных работ завершен: закончены запланированное бурение и испытания основных пластов на 11 скважинах. Это позволит подтвердить прирост запасов на 85 млн тонн по российской классификации C1 + C2. На территории в 320 квадратных километров были проведены сейсморазведочные работы 3D, их результаты сейчас находятся на интерпретации.

28

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

На сегодняшний день соотношение тяжелой и легкой нефти распределяется в пропорции 70% на 30%. «Мы должны продолжить геологоразведку, чтобы окончательно определить наилучший способ извлечения этих видов нефти», – рассказывает руководитель дирекции крупных проектов «Газпром нефти» Денис Сугаипов. Инвестиции в 2012 году составят порядка 4,5 млрд руб. В планах компании пробурить четыре разведочные скважины для изучения пластов тяжелой и легкой нефти и продолжить сейсмику. Компания также начнет опытнопромышленную эксплуатацию на двух участках, на каждом из которых будет по четыре скважины. В ходе этой работы будут испытаны технологии разработки месторождения, которое имеет сложную геологию. Аналогичная программа будет продолжена еще на трех других участках в 2013 году, но окончательное решение будет принято только по результатам работ, проведенных в 2012 году. Мессояхская группа месторождений расположена в отдаленном регионе Ямало-Ненецкого автономного округа, где практически не существует инфраструктуры для вывоза нефти. В этом году в рамках реализации программы

опытно-промышленных работ на Мессояхе планируется добыть 58 тыс. тонн нефти. Это будет не коммерческая добыча, поэтому сейчас «Газпром нефть» совместно с иностранным подрядчиком вырабатываем концепцию способов утилизации сырья. Существует три возможных варианта: закачивать нефть обратно в пласт, сжигать, используя специальные технологии, или вывозить автотранспортом. Окончательное решение должно быть принято в начале 2012 года. Что же касается транспортных решений для коммерческих объемов добытой нефти, то совместно с другими компаниями, которые работают в регионе, «Газпром нефть» ведет переговоры с «Транснефтью» о строительстве трубопровода Заполярье – Пурпе. Помимо всего прочего, основной вопрос, который необходимо решить для реализации Мессояхского проекта «Газпром нефти», состоит в том, что при существующем налоговом режиме проект не является прибыльным. Ведь компания разрабатывает месторождения, находящиеся в отдаленном регионе с минимальной инфраструктурой и сложными запасами. Даже при снижении капитальных и операционных затрат на 20% и 15% соответственно, при условии роста

цен на нефть на 20%, проект себя не окупит. Сегодня «Газпром нефть» ведет переговоры с Правительством о предоставлении льгот Мессояхскому месторождению. Ямало−Новопортовское месторождение У «Газпром нефти» есть еще один не менее сложный проект на Ямале – Новопортовское месторождение. В 2011 году компания расконсервировала и провела испытания четырех скважин на месторождении. «Мы завершили подсчет запасов, которые составляют 220 млн т извлекаемой нефти и 260 млрд кубометров газа. Кроме того, мы подтвердили возможность вывоза нефти с месторождения Северным морским путем, проведя ледокол «Вайгач». В этом году мы должны начать опытно-промышленную эксплуатацию месторождения», – комментирует Денис Сугаипов. Объемы добычи и варианты транспортировки В 2012 году объем добычи составит 13 000 т. Существуют три варианта утилизации этой нефти, такие же, как и на Мессояхе. В то же время вариант вывоза нефти Северным морским путем уже доказал свою успешность. В данный момент «Газпром нефть» проводит тендер на выполнение комплекса работ по организации вывоза нефти, включая транспортировку нефти с месторождения по нефтепроводу, строительство которого начнется в этом году, до нефтеналивного терминала, который также предстоит построить, и далее Северным морским путем на экспорт. В настоящее время проект эксплуатации месторождения предполагает добычу и транспортировку нефти в объеме до 2,5 млн т в год (50 000 баррелей в сутки). Инвестиции «Нового Порта» на 2012 год составят 7,6 млрд рублей. «Новый Порт» – проект более выгодный, чем Мессояха. Здесь более подготовленные запасы, понятен способ транспортировки нефти. Компания не ограничена сроками строительства магистрального нефтепровода. Существуют некоторые технологические риски, www.mediarama.ru

но есть окружающие месторождения, которые могут существенно улучшить экономику проекта за счет синергетического эффекта от совместной разработки и монетизации газа. Что же касается налоговых льгот, то компания надеется на введение особого налогового режима для месторождения. «Газпром нефть» и «Новатэк» В 2010 году компании «Газпром нефть» и «Новатэк» стали акционерами «СеверЭнергии», где партнерами российских компаний являются итальянские Eni и Enel. В этом году партнеры планируют добыть 2,2 млрд кубометров газа, 24 000 т нефти и 0,4 млн т газового конденсата. Цель – увеличить добычу газа до 6,2 млрд кубометров в 2013 году и до 13,5 млрд кубометров в 2014 году. В текущем году программа работ СП будет сосредоточена главным образом на добыче газа и конденсата. Уже практически закончено строительство первой линии УППГ мощностью 2,6 млрд кубометров в год на Самбургском месторождении, где первая очередь добычи газа и конденсата должна быть запущена в первом квартале, а вторая очередь – в конце 2012 года. Кроме того, в октябре на месторождении должны начаться опытно-промышленные работы по добыче нефти. На Яро-Яхинском месторождении опытно-промышленная добыча нефти начнется также в октябре 2012 года. На Уренгойском месторождении добычу газа и конденсата планируется начать в четвертом квартале 2013 года. Активы управляются СП «СеверЭнергия», которое принимает все ключевые решения. Уже заключены соглашения о продаже газа «Газпрому», а конденсата – «Новатэку» на Пуровский ЗПК. Что касается нефти, то сейчас партнеры обсуждают варианты транспортировки добытого сырья и вопросы создания необходимой инфраструктуры. Существуют два варианта транспортировки: вывозить нефть цистернами или закачивать ее в конденсатопровод. Инвестиции запланированы на уровне 35 млрд руб. Партнеры ведут переговоры о привлечении заемных средств в объеме 100% на покрытие затрат 2012 года. «СеверЭнергия» – это проект, у которого уже в 2012 году будет положительная EBITDA, а привлечение заемных средств позволит не отвлекать финансовые ресурсы акционеров. www.mediarama.ru

«Газпром нефть» в Оренбургской области В прошлом году «Газпром нефть» приобрела восточную часть Оренбургского месторождения, Капитоновское и Царичанское месторождения, которая в перспективе рассматривается как новый центр добычи. На Оренбургском месторождении компания уже начала реализацию пилотного проекта бурения, который должен завершиться в этом году. Месторождение уже разрабатывается, и сейчас определяется, где сконцентрировать усилия для извлечения оставшихся запасов и какие технологии применить. В 2012 году планируется продолжить опытно-промышленные работы на месторождении и пробурить еще 22 скважины. Также в планах – реализация пилотного проекта поддержания пластового давления на месторождении. Завершение этих работ поможет подготовить схему разработки. В прошлом году добыча на восточной части Оренбургского месторождения составила 1,3 млн т нефтяного эквивалента – 530 000 т нефти и 900 млн кубометров газа. В 2012 году добыча углеводородов должна вырасти до 1,47 млн т нефтяного эквивалента, включая 647 000 т нефти. Царичанское месторождение – так называемый «грин филд» – требует отдельного плана разработки, который будет подготовлен в 2012 году. Капитоновское месторождение – уже хорошо разработанный актив, который генерирует положительный денежный поток. Задача «Газпром нефти» – сохранить его на сегодняшнем уровне и продолжить геологотехнические мероприятия по оптимизации схемы разработки. В 2012 году инвестиции «Газпром нефти» в восточную часть Оренбургского месторождения составят 6,2 млрд руб. «Газпром нефть» за рубежом За рубежом «Газпром нефть» является лидером российского Национального Нефтяного Консорциума (ННК), который совместно с венесуэльской государственной Petroleos de Venezuela (PDV) занимается разработкой месторождения «Хунин-6» в бассейне реки Ориноко. «Хунин-6» – один из самых сложных и интересных проектов, в котором непростая структура партнерства, учитывая количество участников. Это первый опыт работы с Венесуэлой. В

2011 году компания начала бурение стратиграфических скважин и испытание горизонтальных скважин на месторождении. Эти работы должны были позволить подготовиться к принятию в 2013 году окончательного инвестиционного решения. Работы были начаты: подготовлены два куста скважин для бурения, которое пока не началось. Венесуэльская сторона предоставила несколько буровых, которые сейчас проходят испытание и аудит. В 2011 году Каракас поднял вопрос о начале ранней добычи на месторождении, которую «Газпром нефть» рассматривает как проект опытно-промышленной эксплуатации. Предполагается, что совместное предприятие PetroMiranda начнет добычу нефти на более изученной северной части месторождения, сначала на одном кусте скважин, а затем на двух. Работы помогут опробовать технологии бурения и подготовки нефти к моменту принятия окончательного инвестиционного решения. В этом году общие

инвестиции в проект составят порядка $640 млн. Для начала бурения необходимо по шесть буровых бригад и установок. Ранняя нефть будет вывозиться с месторождения на соседний апгрейдер Petrocedeno. В то же время продолжается работа по проектированию собственного апгрейдера, который компания начнет строить в 2014 году. Недавно «Газпром нефть» начала бурение на иракском месторождении Бадра. Общие инвестиции в проект разработки месторождения Бадра в 2012 году составят 18,6 млрд руб. Продолжаются бурение оценочных и добычных скважин и интерпретация данных 3D-сейсмики, чтобы внести изменения в первоначальный план разработки месторождения. К февралю компания должна завершить работы по подготовке к строительству центрального пункта сбора нефти и начать проектирование первой очереди. Подрядчик на эти работы уже выбран, ожидается одобрение Правительством Ирака.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

29

Все фото – «Казанькомпрессормаш»

компрессоры

Сжатие промышленных газов Основные направления деятельности «Казанькомпрессормаша» Светлана Фегина В 2011 году Казанский завод компрессорного машинострое− ния отметил 60-летний юбилей. Первый компрессор 2РК-1,5/220 был выпущен 17 июля 1951 года. Сегодня «Казанькомпрессормаш» выпускает широкий спектр компрессорного оборудования для сжатия практически всех применяемых в промышленности газов: полнокомплектные газоперекачивающие станции; центробежные компрессорные установки с горизонтальным разъемом корпусов производительностью до 1400 м3/мин и давлением до 4 МПа; центробежные компрессорные установки с вертикальным разъемом корпусов производительностью до 500 м3/мин и давлением до 45 МПа; центробежные установки на базе многовальных мультипликаторных компрессоров производительностью до 1000 м3/мин и давлением до 5 МПа; газоперекачивающие агрегаты, блоки нагнетателей и сменные проточные части к ним; винтовые компрессорные уста-

30

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

новки с впрыском масла производительностью до 100 м3/мин и давлением до 4,5 МПа; винтовые компрессорные установки «сухого» сжатия производительностью до 200 м3/мин и давлением до 2 МПа; холодильные агрегаты на базе центробежных компрессоров холодопроизводительностью до 11 000 кВт; холодильные агрегаты на базе винтовых компрессоров холодопроизводительностью до 1600 кВт. Общая площадь предприятия составляет 420 000 м2, в том числе: площадь основного производства – 99 205 м2, площадь вспомогательного производства – 28 738 м2, а численность рабочего коллектива – около 2400 человек. Производственный участок завода «Казанькомпрессормаш» разделен на несколько самостоятельных подразделений: завод центробежных компрессоров (ЗЦБК), завод винтовых компрессоров (ЗВК), литейный комплекс (ЛК),

заготовительно-сварочный комплекс (ЗСК), испытательный комплекс (ИК). Клиенты и заказчики Основными заказчиками продукции «Казанькомпрессормаша» являются предприятия по газопереработке, нефтедобыче, нефтепереработке, металлургии, химии, нефтехимии и др. « К а з а н ь ко м п р е с с о р м а ш » предлагает сотрудничество в поставках следующих видов инновационной продукции: полнокомплектные газоперекачивающие станции; нагнетатели и компрессоры на магнитных подшипниках и с «сухими» газодинамическими уплотнениями с

приводом от газотурбинных двигателей; нагнетатели и компрессорные установки на магнитных подшипниках и с «сухими» газодинамическими уплотнениями с приводом от высокооборотных электродвигателей; центробежные мультипликаторные компрессорные установки для сжатия углеводородных и технологических газов; винтовые компрессорные установки высокого давления для сжатия топливного газа; винтовые компрессорные установки с раздельной системой смазки типа «Такат» для утилизации факельного газа. Если говорить более детально, то клиентский пул завода составляют следующие компании:

Казанский компрессорный завод («Казанькомпрессормаш») основан 17 июля 1951 г. в Казани. Основная специализация предприятия – это выпуск широкого спектра компрессорного оборудования для сжатия практически всех применяемых в промышленности газов. Клиенты завода: «Газпром», «Татнефть», «Нижневартовскнефтегаз», «Рудгормаш», Магнитогорский металлургический комбинат, Норильский горно-металлургический комбинат, «Сургутнефтегаз», «Нижнекамснефтехим», «Уренгойгазпром», «Тюментрансгаз», Военно-промышленный комплекс РФ и др. Генеральный директор – Ибрагим Хисамеев.

www.mediarama.ru

«Газпром», «Татнефть», «Ниж− невартовскнефтегаз», «Рудгор− маш», Магнитогорский металлур− гический комбинат, Норильский горно−металлургический ком− бинат, «Сургутнефтегаз», «Ниж− некамснефтехим», «Уренгой− газпром», «Тюментрансгаз», Военно-промышленный комплекс РФ и др. Кроме этого, завод активно экспортирует свою продукцию и за рубеж. Компрессоры завода успешно функционируют на предприятиях Болгарии, Венгрии, Германии, Латвии, Литвы, Польши, Румынии, Словакии, Чехии, Эстонии, Югославии, Белоруссии и Украины. В Азии заказчиками «Казанькомпрессормаша» являются следующие страны: Индия, Иран, Ирак, Афганистан, Китай, КНДР, Монголия, Пакистан, Сирия, Турция, Азербайджан, Армения, Грузия, Казахстан, Киргизия, Таджикистан, Туркмения и Иемен. Также продукция завода работает на предприятиях Египта, Ливии, Нигерии, Аргентины, Кубы, Никарагуа и США. На предприятии разработан и утвержден Проект технического перевооружения до 2015 года, имеется перспективный план развития до 2030 года. В рамках проекта выделены несколько направлений: - оптимизация производственных мощностей с целью выстраивания современной полноценной технологической линии для обеспечения выполнения производственной программы в сжатые сроки с высоким качеством на всех этапах производственного процесса; - приобретение нового высокотехнологичного оборудования, как универсального, так и оснащенного современными системами ЧПУ, с выведением из производства морально устаревшего и физически изношенного; - модернизация и капитальный ремонт уникального дорогостоящего оборудования с целью восстановления геометрической точности и улучшения технических характеристик, направленные на замену электрооборудования и системы управления на соответствующие современному уровню. Исходя из условий работы по индивидуальным заказам, оборудование должно обладать широким технологическим функционалом, высокой надежностью, быстрой переналаживаемостью и обеспечивать высокую точwww.mediarama.ru

ность обработки (до IT5). Соответственно, основное внимание при закупке оборудования уделяется продукции известных фирм, имеющих большой опыт работы в данной области и хорошие отзывы потребителей. Инновационная деятельность Еще одно немаловажное направление развития завода – инновационная деятельность, которая связана с разработкой и внедрением новых образцов компрессорной техники. Основным разработчиком новой техники является «НИИ− турбокомпрессор» им. В. Б. Шнеппа. Среди реализованных проектов – производство ряда высокоэффективных сменных

проточных частей (СПЧ) для центробежных нагнетателей, 130 СПЧ успешно эксплуатируются на газотранспортных предприятиях «Газпрома». Для газоперекачивающих агрегатов «Газпрома» производятся современные нагнетатели с электромагнитными подвесами ротора и «сухими» газодинамическими уплотнениями. Для компрессорной станции «Приобская» «Юганскнефте− газа» были изготовлены компрессоры для сжатия попутного нефтяного газа. Данные компрессоры оснащены системой магнитного подвеса ротора фирмы S2M (Франция) и «сухими» газодинамическими уплотнениями фирмы John Crane (Англия).

Заводом освоены центробежные и винтовые компрессорные установки для компримирования и подачи топливного газа в камеры сгорания газотурбинных двигателей, входящих в состав энергетических модулей. Новый унифицированный ряд винтовых маслозаполненных воздушных компрессорных установок «Аэровик А4» соответствует по своим энергетическим характеристикам лучшим мировым образцам. Была проведена модернизация ранее выпускаемых центробежных кислородных компрессоров с целью повышения их эффективности и соответствия современным техническим требованиям.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

31

смазка

Индустриальные масла нового поколения от ExxonMobil Использование новейших смазочных материалов Все фото – ExxonMobil

Кирилл Егоров

Нефтегазовые компании и их партнеры, занимающиеся обслуживанием, постоянно стремятся к повышению производительности при соблюдении принципов безопасности, устойчивого развития и экономичности. Хотя затраты на смазочные материалы составляют лишь небольшой процент от общих расходов на обслуживание, некоторые новейшие продукты в состоянии значительно повлиять на производительность компании, одновременно обеспечивая безопасность, устойчивое развитие и оптимальный уровень эксплуатационных затрат. Суровые условия работы на морских буровых платформах обязывают компании минимизировать незапланированные простои, так как при остановке работы механизмов, естественно, прекращается поступление доходов. Для обеспечения эффективной работы типичная морская нефтегазовая буровая платформа использует целый

32

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

ряд смазочных продуктов. Турбины и поршневые двигатели обеспечивают основное и дополнительное электропитание, редукторы и подшипники отвечают за эффективное функционирование лебедок, кранов, систем циркуляции бурового раствора, верхних приводов и буровых роторов, а также компрессоров систем охлаждения и систем подачи воздуха. Отказ одной единицы оборудования может привести к полной остановке работ, при этом неважно, вызван ли он невысоким качеством моторного, турбинного, редукторного масла, гидравлической жидкости или пластичной смазки. Однако есть и хорошие новости – развитие технологий в области смазочных материалов, особенно в случае с синтетическими продуктами, обеспечило значительные достижения в том, что касается увеличения срока эксплуатации оборудования и интервала между заменами мас-

ла, а также повышения энергоэффективности оборудования. Например, синтетические смазочные материалы Mobil SHC могут работать до шести раз дольше с верхней предельной температурой, которая, как правило, на 50 °C (90 °F) выше, чем у минеральных масел. Кроме способности повышать производительность, эти продукты обладают преимуществами с точки зрения экологии и безопасности, т. к. техническое обслуживание создает повышенный риск для персонала, а также угрозу утечки. Чем дольше оборудование работает без перебоев, тем лучше для всех. Другой аспект исследований и разработок, на котором ведущие поставщики смазочных материалов сконцентрировали свое внимание в последнее время, – повышение энергоэффективности оборудования при сохранении увеличенного срока службы. Последние инновационные разработки Mobil Industrial

Lubricants включают смазочные материалы, повышающие энергоэффективность двигателей на природном газе, которые используются для электроснабжения буровых и добывающих установок. Новые продукты оптимально дополняют линейку гидравлических и редукторных масел для различных систем. Масло Mobil SHC Pegasus для двигателей на природном газе использует передовые технологии для оптимизации производительности и защиты оборудования. Понятие «топливная экономичность масла Mobil SHC Pegasus» применяется исключительно для сравнения рабочих характеристик данного масла со стандартными маслами SAE 40 производства ExxonMobil для двигателей на природном газе. Использование специальных технологий при разработке Mobil SHC Pegasus обеспечивает повышение эффективности использования топлива до 1,5% в сравнении с продуктаwww.mediarama.ru

ми Mobil Pegasus серий 1005 и 805 при испытании стандартных двигателей на природном газе в заданных условиях. Показатель эффективности может варьироваться в зависимости от условий эксплуатации и модели оборудования. Заявленные показатели энергоэффективности были получены в ходе испытаний, проведенных в соответствии со всеми применимыми отраслевыми стандартами и протоколами. Масло Mobil SHC Pegasus является первым на рынке маслом для двигателей на природном газе, обеспечивающим реальную экономию энергии. Расширенные независимые исследования в университетских лабораториях, а также эксплуатационные испытания продемонстрировали, что данное масло помогает снизить расход топлива на 1,5%. Новая рецептура Mobil SHC Pegasus также позволяет увеличить межсервисный интервал до 16 000 часов, что в три-четыре раза превышает аналогичные показатели других высококачественных масел для двигателей на природном газе. Это может способствовать сокращению незапланированных простоев, а также снижению объемов отработанного масла. Продукт Mobil DTE 10 Excel был разработан для увеличения производительности, снижения количества незапланированных простоев и повышения энергоэффективности гидравлического оборудования. Понятие «энергоэффективность масла Mobil DTE 10 Excel» применяется исключительно для сравнения рабочих характеристик данного масла со стандартными гидравлическими маслами производства ExxonMobil. Использование специальных технологий при разработке продукта обеспечивает повышение эффективности работы гидравлического насоса на 6% по сравнению с продуктами серии Mobil DTE 20 при испытании стандартного гидравлического оборудования в заданных условиях. Заявленные показатели энергоэффективности были получены в ходе испытаний, проведенных в соответствии со всеми применимыми отраслевыми стандартами и протоколами. Последняя новинка в линейке высокоэффективных синтетических масел Mobil SHC – масла Mobil SHC Gear – создаwww.mediarama.ru

Компания ExxonMobil занимается разведкой, добычей и продажей нефти, природного газа и нефтепродуктов. Компания использует производственные мощности и продает продукцию практически во всех странах мира и добывает нефть и природный газ на всех шести континентах.

ны экспертами для обеспечения целого ряда эксплуатационных преимуществ по сравнению с обычными редукторными. Например, новые масла имеют высокий показатель сопротивляемости окислению, что увеличивает средний срок службы масла до шести раз по сравнению с обычными минеральными маслами для редукторов и подшипников. Это особенно важно при работе под воздействием повышенных рабочих температур. Кроме того, масла Mobil SHC Gear демонстрируют исключительные свойства при попадании в них воды, высокий уровень защиты от микропиттинга, хорошую совместимость с уплотнителями и прекрасную стойкость к деструкции при сдвиговых усилиях. Кроме того, новые смазочные материалы Mobil SHC Gear предлагают значимую экономию энергии при работе в разнообразных промышленных редукторах. В ходе статистически достоверных лабораторных исследований и эксплуатационных испытаний было установлено, что смазочные материалы Mobil SHC Gear экономят до 3,6% энергии по сравнению с обычными маслами. Редукторные масла Mobil SHC Gear одобрены компани-

ей Siemens для использования в редукторах Flender, а также полностью соответствуют требованиям отраслевых стандартов и стандартов основных производителей оборудования или превосходят их. Но чтобы максимально повысить производительность оборудования и снизить затраты, ExxonMobil предлагает техническим специалистам наряду с использованием высококачественных смазочных материалов внедрить программу контроля состояния масла и оборудования. В рамках планового технического обслуживания необходимо регулярно проверять состояние смазочных материалов и непосредственно оборудования. Как правило, специалистам по техническому обслуживанию рекомендуется проводить ежеквартальный анализ масла и ежегодный контроль всей системы. Анализ масла должен включать замеры вязкости, содержания воды, количества частиц и растворенных металлов – это помогает оценить, насколько хорошо работает система. Изучение изменений в показателях анализа масла с течением времени, также известное как анализ тенденции

изменения состояния, необходимо для того, чтобы оценить состояние смазочных материалов. С помощью анализа тенденции изменения состояния возможно прогнозировать нежелательные состояния, чтобы предотвратить возникновение проблем. Это принципиально, учитывая, насколько значительными могут быть потери из-за вынужденного простоя в случае с морской установкой. Для специалистов по техническому обслуживанию, которым требуется эффективная программа мониторинга анализа масла, существует разработанная ExxonMobil онлайнпрограмма анализа масла Signum. Signum обеспечивает инженерам непосредственный доступ и контроль их собственной программы отбора проб смазочных материалов. Нажав несколько клавиш, пользователи могут управлять аналитическим процессом, что позволяет им: - обновлять регистрацию оборудования и выбирать варианты анализа в зависимости от имеющегося оборудования или потребностей технического обслуживания; - отслеживать статус образцов в лаборатории; - предпринимать конкретные действия на основе результатов анализа и тенденций изменения состояния; - распространять наиболее важные результаты среди коллег в защищенной паролем среде. Помимо анализа масла необходимо регулярно проводить осмотр системы для проверки и документирования ее состояния. Данные осмотра могут использоваться, чтобы определить оптимальную регулярность технического обслуживания наиболее важных компонентов, например фильтров, клапанов, шлангов и насосов. Также должна осуществляться тщательная проверка на предмет обнаружения утечек, особенно если во время планового осмотра системы отмечается повышенный расход масла. Сочетая использование новейших высококачественных смазочных материалов и эффективной программы мониторинга масла и оборудования, нефтегазовые компании обеспечивают себе серьезные конкурентные преимущества.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

33

кто есть кто

Российское трубное производство Руководители крупных трубопрокатных заводов России Волгореченский трубный завод

Фото – Волгореченский трубный завод

Генеральный директор Кирилл Золотов Родился в 1970 г. в Ленинграде. Окончил СанктПетербургский государственный технический университет по специальности «инженермеханик – исследователь». В 1994–2003 гг. – генеральный директор компании «О. К. Инвест». С мая 2003 – генеральный директор Волгореченского трубного завода («Газпромтрубинвест»).

Волжский трубный завод Управляющий директор Елена Благова Свою трудовую деятельность Елена Евграфовна начала в 1976 г. на Златоустовском Ордена Красного Знамени металлургическом заводе учеником лаборанта металлографа Центральной заводской лаборатории. В 1977 г. поступила в Челябинский политехнический институт, закончив который получила специальность «инженер-металлург». В 1993 г. окончила Московский государственный открытый университет, факультет «экономика и управление в металлургии» по специальности «инженер-экономист». В 1999 г. получила дополнительное образование, окончив Институт профессиональных бухгалтеров России УМЦ ВШМБ Академии народного хозяйства при Правительстве РФ по подготовке профессиональных бухгалтеров. Работала на Златоустовском металлургическом заводе. В 2002 г. продолжила свою трудовую деятельность на Волжском трубном заводе в должности директора по финансам и экономике. В 2004–2007 гг. – первый заместитель управляющего директора Волжского трубного завода. С 1 августа 2007 г. – управляющий директор Волжского трубного завода.

Выксунский металлургический завод Главный инженер Александр Барыков Родился 27 сентября 1968 г. Окончил Выксунский металлургический техникум по специальности «электрооборудование промышленных предприятий». Первое высшее образование получил в Московском государственном открытом университете, второе – в Нижегородском государственном университете им. Лобачевского. На Выксунском металлургическом заводе работает с 1986 г. Прошел путь от электромонтера по обслуживанию электрооборудования до заместителя начальника цеха по оборудованию, работал первым заместителем начальника комплекса труб большого диаметра, начальником комплекса труб малого и среднего диаметра, начальником ТЭСК ТБД. В октябре 2009 г. был назначен директором филиала компании «ОМК-Сталь». С апреля 2011 г. является главным инженером Выксунской производственной площадки компании «ОМК».

34

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

www.mediarama.ru

Фото – Климовский трубный завод

Ижорский трубный завод Генеральный директор Андрей Луценко Родился 30 апреля 1963 г. В 1980–1985 гг. – Магнитогорский горно-металлургический институт по специальности «инженерметаллург». В 2003–2005 гг. – ГОУ «Академия народного хозяйства при Правительстве РФ». В 2007 г. окончил ГОУ «Череповецкий государственный университет». В 1985–2010 гг. работал в компании «Северсталь». С 1 апреля 2011 по настоящее время – директор по производству – главный инженер дивизиона «Северсталь Российская Сталь» компании «Северсталь», генеральный директор Ижорского трубного завода.

Климовский трубный завод Генеральный директор Марат Баймуканов Родился 5 марта 1962 г. В 1983– 1987 гг. окончил ВКШ при ЦК ВЛКСМ. В 1990–1993 гг. окончил Академию управления им. С. Орджоникидзе. В 2001–2003 гг. окончил Академию народного хозяйства при Правительстве РФ. В настоящее время – директор по корпоративным отношениям группы «Полипластик», председатель правления НП «Полимерные трубопроводные системы», генеральный директор Климовского трубного завода.

Королевский трубный завод Генеральный директор Кирилл Косинов Родился 8 сентября 1969 г. В 1995 г. окончил Московский энергетический институт по специальности «тепловые электрические станции». С 8 сентября 2009 г. – генеральный директор Королевского трубного завода. Фото – Ижорский трубный завод

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

35

кто есть кто

Московский трубный завод «Филит» Генеральный директор Юрий Абальян Родился в 1950 г. в Москве. В 1972 г. окончил Московский институт стали и сплавов по специальности «инженерметаллург». Общий стаж работы 35 лет. Генеральный директор московского трубного завода «Филит».

Рязанский трубный завод

Управляющий директор Михаил Зуев Родился 31 января 1952 г. в городе Богданович Свердловской области. В 1967 г. поступил в Каменск-Уральский алюминиевый техникум, после окончания которого работал на Уральском алюминиевом заводе в электротермическом цехе слесарем. В 1973–2002 гг. – прошел пусть от слесаря по ремонту металлургического оборудования до первого заместителя генерального директора – главного инженера на Верх-Исетском металлургическом заводе («Виз-сталь»). В 1983 г. окончил Уральский политехнический институт имени Кирова по специальности «механическое оборудование заводов черной металлургии» (присвоена квалификация «инженермеханик»). В 2002–2004 гг. – заместитель генерального директора – главный инженер Северского трубного завода. В 2004–2009 гг. – технический директор Северского трубного завода. В апреле 2009 г. Михаил Зуев назначен управляющим директором Северского трубного завода.

Фото – ТМК

Директор Владимир Кострубицкий Родился 14 мая 1956 г. Окончил Тульский механический техникум транспортного строительства по специальности «техникмеханик»; Тульский политехнический институт по специальности «инженермеханик». В настоящее время занимает должность директора Рязанского трубного завода.

Северский трубный завод

36

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

www.mediarama.ru

Фото – Таганрогский металлургический завод

Синарский трубный завод Управляющий директор Сергей Четвериков Родился 1 октября 1960 г. в городе Верхняя Пышма Свердловской области. В 1984 г. окончил Уральский ордена Трудового Красного Знамени политехнический институт им. Кирова (УПИ, г. Свердловск) по специальности «дозиметрия и защита», квалификация – «инженер-физик». В 2003 г. окончил Всероссийскую академию внешней торговли Министерства экономического развития и торговли РФ (ВАВТ, г. Москва) по специальности «мировая экономика», получив квалификацию «экономист со знанием иностранного языка». Трудовую биографию начал в 1984 г. на Синарском трубном заводе. Прошел путь от инженера группы эксплуатации лаборатории автоматизированной системы контроля до заместителя директора «Торговый дом СинТЗ». С 2003 г. работал на руководящих должностях в дочерних предприятиях «ТМК» – заместителем генерального директора «Торговый дом «ТМК» и генеральным директором компании «ТМК-Премиум Сервис». С 1 июля 2010 г. и по настоящее время работает управляющим директором Синарского трубного завода («СинТЗ»)

Таганрогский металлургический завод Управляющий директор Дмитрий Лившиц Родился 8 июля 1968 г. в Челябинске. В 1993 г. окончил Челябинский государственный технический университет, получив профессию инженераметаллурга. Окончил Донецкий национальный университет, магистр по специальности «экономика и управление на предприятиях». В металлургической промышленности более 18 лет. В 2005–2006 гг. – главный инженер и генеральный директор Енакиевского металлургического завода. В 2006–2010 гг.

– руководил МК «Азовсталь» и Харцызским трубным заводом. В ноябре 2011 г. возглавил коллектив Таганрогского металлургического завода.

Челябинский трубопрокатный завод Председатель совета директоров Александр Федоров Родился в 1952 г. Окончил Челябинский политехнический институт по специальности «производство летательных аппаратов». В 2003– 2008 гг. – член совета директоров компании «Нефтегазстрой – Восток». С 2008 г. – председатель совета директоров компании «Алнас». С 2008 г. – председатель совета директоров компании «Орис». С 2008 г. – председатель совета директоров компании «Римера». С 2008 г.

– председатель совета директоров компании «Ижевский завод нефтяного машиностроения». В 2010–2012 гг. – член совета директоров Первоуральского новотрубного завода. С 2012 г. – председатель совета директоров Челябинского трубопрокатного завода. www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

37

бурение

Российский рынок УБТ под угрозой вытеснения Повышены пошлины на импорт бурового оборудования

Все фото – «ПКНМ»

Евгений Мокроносов

С января 2012 года по решению таможенной комиссии были повышены пошлины на импорт бурового оборудования. Теперь размер пошлины составляет 10% от стоимости оборудования, но не менее 2,5 евро за килограмм. Однако эффективность принятых мер находится под сомнением.

Согласно принятому закону, в список бурового оборудования, на которое будут повышены пошлины, не вошли утяжеленные бурильные трубы (УБТ). При этом наши трубы классифицируются отечественными и зарубежными стандартами как самостоятельное изделие, а не как часть бурильной конструкции.

На сегодняшний день «Перм− ская компания нефтяного маши− ностроения» («ПКНМ») является одним из крупнейших производителей УБТ. Основу предприятия составляют специалисты в области обработки глубоких отверстий. Здесь широко применяются все технологии изготовления длин-

номерных трубчатых деталей резанием: глубокое сверление, растачивание, раскатывание, хонингование, точение и фрезерование наружных поверхностей. Для реализации перечисленных процессов имеются значительные мощности, более трех десятков специальных установок и станков, позволяющих

Производственные мощности отечественных производителей УБТ 2006 Производители

2008

2009

%

тонн

млн руб.

% тонн

млн руб.

%

Все российские производители

3015

267075

100

4340

405697

100 4459

5240888

100

2089

«МЗ»

2967

260389

98,8

3998

351114 92,1 4023

424750 90,2

1404

122325

67,2

48

6686

1,2

342

685

118827

32,8

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

54583

7,9

436

99338

9,8

тонн млн руб.

2010

млн руб.

«ПКНМ»

38

2007

тонн

241152

%

тонн

100

3796

млн руб.

2011 %

тонн млн руб.

%

411978 100

3447 402236

100

2770

220293

73

2880 267830 81,2

1026

191689

27

647 134406 18,8

www.mediarama.ru

Динамика увеличения доли зарубежных поставщиков 2006

2007

2008

2009

2010

2011

Производители тонн

%

тонн

%

тонн

%

тонн

%

тонн

%

тонн

%

Российские

3015

69,3

4340

54,3

4450

39,1

2089

33,8

3794

34,5

3447

30,9

Зарубежные

1337

30,7

3648

45,7

6941

60,9

4100

66,2

7204

65,5

7723

69,1

Все производители

4352

100

7988

100

11400

100

6189

100

11000

100

11170

100

обрабатывать детали длиной до 16 метров. Широко применяются и методы их упрочнения: закалка ТВЧ, азотирование, напыление и наплавка твердых сплавов. Областью применения технологических возможностей «ПКНМ» стали такие отрасли промышленности, как нефтедобывающая, химическая, атомная, авиационная. Основная серийно выпускаемая продукция на сегодняшний день предназначена для бурения нефтяных скважин и нефтедобычи. Предприятиями выпускаются утяжеленные, ведущие, толстостенные, немагнитные бурильные трубы и переводники к ним, гидравлические забойные двигатели. Для нефтедобычи: скважинные штанговые насосы всех видов и типоразмеров, замковые опоры к ним, дополнительные устройства к ним, насосно-компрессорные трубы с эмалированной внутренней поверхностью, корпуса погружных электроцентробежных насосов, гидрозащиты, газосепараторов, диспергаторов, приводы винтовых штанговых насосов. Серийно выпускаемая продукция, система управления качеством сертифицированы Госстандартом России и Американским Нефтяным Институтом, имеет разрешения на применение, выданные федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. По расчетам «ПКНМ» производственные мощности отечественных производителей УБТ («ПКНМ» и «Мотовилихинские заводы» («МЗ»)) позволяют полностью обеспечить российский рынок буровым оборудованием по количеству, качеству и номенклатуре. И все же, как видно из таблицы №1, при равных объемах потребления буровыми компаниями УБТ в 2008 и 2011 годах произошло снижение производства и сбыта продукции на 22,7% (c 4459 до 3447 тонн). За этот же период, несмотря на инфляцию, увеличение социального налога, повышение стоимость энергоресурсов и материалов, средняя цена одной тонны также снизилась со 117,5 до 116,7 тыс. рублей. www.mediarama.ru

Стоит отметить, что при отсутствии таможенных пошлин трубы китайского производства на 35–40% дешевле, но при этом они уступают отечественным по качеству. Основными конкурентными преимуществами китайских производителей можно считать дешевую рабочую силу, низкие социальные гарантии, пониженные налоги и невысокие технологические стандарты. Такие условия для бизнеса несопоставимы с отечественными. При отсутствии ввозных таможенных пошлин конкуренция с китайскими производителями практически невозможна. Учитывая большую емкость российского рынка в машиностроительной отрасли, задачей китайских предприятий стоит не извлечение прибыли, а за-

хват российского рынка в данном секторе. По прогнозам «ПКНМ», без введения защитной меры (повышения таможенной пошлины минимум на 25%) производство УБТ в России будет уничтожено минимум за 2–3 года. Уже сейчас видно динамику увеличения доли зарубежных поставщиков. Таким образом, ухудшение экономического положения российских предприятий скажется и на сокращении выплачиваемого государству единого социального налога (ЕСН). Повышение таможенной пошлины минимум на 25%, в качестве защитной меры, позволит провести ряд мероприятий по адаптации предприятий. Таким образом, компания сможет увеличить объемы продаж до 70–80% от потребности

рынка, без изменения цен на продукцию. Также за счет сокращения доли условно постоянных расходов удастся снизить себестоимость изделий на 20–25%. Это позволит получить постоянную прибыль в размере 300–350 млн рублей в год. Далее, в течение трех лет действия защитной меры дополнительные инвестиции в размере 700–800 тыс. рублей, полученные вследствие увеличения прибыли, будут направлены на модернизацию производств. Только так компания сможет сохранить отечественное производство продукции для бурения нефтяных и газовых скважин. Пока промышленникам остается скрестить пальцы и ждать решения законодательных органов.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

39

инновации

Как очистить газ с помощью «сита»? Компания UOP разработала технологии, позволяющие производить очистку природного газа Ирина Попкова

Все фото – UOP

Технологии «молекулярное сито» представляют собой синтетические кристаллические алюмосиликаты металла, принадлежащие к классу цеолитов. Впервые синтетические молекулярные сита и процессы их применения были изобретены и описаны в 50-х гг. прошлого века. Чуть позже их удалось усовершенствовать с помощью применения промотированной GB окиси углерода. Продукты GB позволяют перерабатывать и повышать ценность широкого ряда углеводородов. С их помощью в природном газе можно снизить содержание сероводорода, ртути и прочих нежелательных примесей. Это позволяет защитить трубопроводное оборудование, повысить качество продукта, защитить катализаторы, снизить содержание выбросов в

40

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

атмосферу и повысить ценность отработанного конденсата природного газа. Такие технологии применяются в стационарном слое с использованием негенерируемого адсорбента, выбранного из ряда продуктов на основе окислов металлов и сульфидов. Они используются для удаления следовых концентраций примесей из различных углеводородных потоков.

UOP – не единственная компания, применяющая молекулярные сита. Однако именно она разработала новый ряд окислов металлов и сульфидов GB. Среди особенностей – открытая структура пор с открытой внутренней поверхностью, которая обеспечивает максимальную доступность меди и увеличивает поглощающую способность и устойчивость к выведению жид-

кости. Благодаря правильной форме ячеек поток по сечению аппарата получается равномерным, что позволяет максимально использовать слой. Гранулы имеют разный размер. Более крупные используются для уменьшения dP при переработке газа, более мелкие – для снижения диффузионных ограничений в жидкостных фазах. Технология работает при высокой объемной скорости газа и часовой скорости подачи жидкого сырья, что позволяет уменьшить площадь, необходимую для установки оборудования, и, как следствие, – снизить затраты. А высокая прочность и устойчивость к истиранию обеспечивают низкий, прогнозируемый и стабильный dP. Так, реагент GB-417 применяется при переработке жидких С3 в Тихоокеанском регионе в производстве продуктов нефтехимии. Сырьевым потоком является пропилен. Его рабочие параметры – 200 °С, 1600 кПа, 266–350 м3/сутки, расчетный срок службы – шесть лет. Это вполне соответствует техническим условиям на полимерный сорт с более высоким показателем при испытании на медную пластику.

GB-566 используется для очистки этана при температуре

35–40 °С, рабочем давлении 13 кг/см3 и расходе 73 000 кг/час. Также технологии компании UOP позволяют произвести очистку от ртути. Это необходимо для защиты оборудования, повышения качества продукта. Кроме того, они позволяют защитить катализатор, ведь ртуть является ядом для большинства катализаторов на основе благородных металлов, и, что также очень важно, подобные технологии могут обеспечить надлежащую охрану труда и окружающей среды. Технология очистки от ртути показала отличные результаты в ходе практических испытаний. Анализ проводился на специализированной площадке с извлечением ртути. Для объективности было взято несколько проб, каждая из которых была собрана и проанализирована в течение нескольких часов. По результатам экспертизы выяснилось, что продукты GB совместимы с процессами извлечения ртути. Она выделяется в реторной печи с помощью вакуумной дистилляции при температуре 600 °С, после чего получившуюся ртуть можно использовать во всех существующих отраслях применения этого жидкого металла. www.mediarama.ru

новости

Башкирия бьет рекорды Компания «Башнефть» на Илишевском месторождении в Республике Башкортостан при вводе в эксплуатацию скважины с горизонтальным окончанием ствола получила из Радаевскобобриковского горизонта приток нефти свыше 500 т/сут. Столь высокие значения дебитов скважин не фиксировались на месторождениях Башкирии более 20 лет. Скважина № 7024г пробурена на пласты группы СVI Радаевско-бобриковского горизонта на Кадыровской площади Илишевского месторождения, разработку которого ведет НГДУ «Чекмагушнефть» «Башнефть-Добыча». Проходка горизонтального ствола по песчаникам пласта СVI составила 213 м. Проект размещения и проводки скважины выполнен на основе трехмерной геолого-технологической модели.

17,5 тысяч рабочих мест «ТНК-BP» для Optima «ТНК-BP» передает функции IT-поддержки 17,5 тысяч рабочих мест ГК Optima. «ТНК-BP» последовательно выводит IT-услуги на аутсорсинг для повышения эффективности бизнеса и снижения расходов. Компания активно применяет новейшие IT-технологии и разработки для поддержания уровня добычи на зрелых месторождениях и создания интеллектуальных систем управления и мониторинга активов, ежегодно инвестируя в IT порядка $200 млн. Комплекс услуг и продуктов Optima включает в себя обеспечение бесперебойной работы программно-аппаратных комплексов, компьютеров и оргтехники, а также специального оборудования. «ТНК-BP» также отдает на аутсорсинг проведение регламентных, профилактических и ремонтных работ. Optima в течение ближайших трех лет будет предоставлять услуги IT-поддержки и обслуживания предприятий компании, расположенных в Москве, Рязани, Саратове, Тюмени, Нижневартовске, Радужном, Нягани, Новосибирске, Новом Уренгое, Оренбурге и Оренбургской области.

«Зиракс-Нефтесервис» работает для «РН-Ставропольнефтегаза» Компания «Зиракс-Нефтесервис» выполнила две большеобъемные кислотные обработки (БСКО) на месторождении Ачикулакское, эксплуатируемом «РН-Ставропольнефтегаз» (входит в структуру компании «Роснефть»). Сервисные работы были проведены в рамках опытно-промысловых испытаний. В обработках использовался кислотный состав «Флаксокор-210». Проведенные работы показали высокую эффективность технологии БСКО V-50м3 в стимуляции карбонатных коллекторов на месторождении со сложными горно-геологическими условиями, в условиях повышенных пластовых температур Хадумского горизонта (до 127 °С). Компаниями достигнуто соглашение по дальнейшему применению этой технологии на месторождениях недропользователя.

«Роснефть» и «АвтоВАЗ» – стратегическое партнерство НК «Роснефть» и «АвтоВАЗ» подписали соглашение о стратегическом партнерстве, направленное на совместную реализацию программы по внедрению перспективной продукции НК «Роснефть» в технологию производства моделей Lada. Соглашение предполагает долгосрочное сотрудничество в области поставок высококачественных масел, бензинов и дизельного топлива, а также разработки новых смазочных материалов и современных масел. Партнерство «Роснефти» и «АвтоВАЗа» будет реализовано в рамках программ перспективного развития обеих компаний со значительными инвестициями в научные разработки и развитием производственной базы.

«Газпром» поставит 3 млн т СПГ для Бахрейна Бахрейн ведет переговоры с «Газпромом» о ежегодных поставках сжиженного природного газа (СПГ) в объеме 3 млн т. Как ожидается, поставки могут начаться в 2015 году, после открытия терминала СПГ. Глава Министерства энергетики королевства Абдул Хуссейн бин Али Мирза отметил, что на первых порах Бахрейн мог бы закупать около 11,33 млн куб. м газа в сутки, а затем постепенно увеличивать этот объем. По его словам, в стране наблюдается рост спроса на энергию, для чего властям необходимо увеличить объем закупаемого СПГ. Бахрейн опасается нехватки необходимых стране объемов газа. Уже долгое время напряженность в отношениях с Катаром и Ираном мешает властям королевства реализовывать стратегию по импорту «голубого топлива».

115 млрд рублей в инвестицию Омского НПЗ «Газпром нефть» принял инвестпрограмму Омского НПЗ на 2012 год в размере 14,4 млрд руб. В 2012 году основным направлением инвестпрограммы завода станет разработка проектно-сметной документации производственных объектов, строительство и модернизация которых запланированы в рамках реализации программы развития Омского НПЗ до 2020 года. До 2020 года «Газпром нефть» планирует инвестировать в развитие Омского НПЗ более 115 млрд рублей. Основными направлениями реализации инвестиционной программы завода до 2020 года будут являться улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки нефти, расширение ассортимента высокооктановых бензинов, дизельных топлив, кокса, современных битумных материалов, продуктов нефтехимии. В рамках этой программы на Омском НПЗ будут модернизированы шесть действующих и введены в эксплуатацию восемь новых производственных объектов. Запланирован ввод в эксплуатацию новых технологических установок. www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2012

41