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

Ежемесячный общенациональный промышленный журнал №2 2010

МЕДИАРАМА

Новые газоанализаторы от Honeywell «Лукойл» разрабатывает новые масла Идет автоматизация Крайнего Севера Технология переработки нефтешлама

стр. 16 стр. 22 стр. 32 стр. 36

200 МЛРД РУБЛЕЙ НА ОСВОЕНИЕ ВАНКОРА

содержание

6 8

ДНИ РОЖДЕНИЯ ПЕРСОНА НОМЕРА «Кюне + Нагель» идет в нефтегаз Интервью с директором по продажам и маркетингу «Kuehne + Nagel Россия» Маркусом Руулио (Markus Ruulio)

11 12

НОВОСТИ КТО ЕСТЬ КТО VIP-персоны ВИНК Руководители российских вертикально-интегрированных нефтяных холдингов

АНАЛИТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Осторожно, газы! Honeywell разработала новые приборы для обнаружения газов

ДОБЫЧА «Роснефть» идет на север Компания приступила к разработке новых месторождений

Фото – «Роснефть»

Фото – Екатерина Брызгалова

РЕДАКЦИЯ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Эдуард Чумаков РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА Александр Широких ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Мария Винникова ЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРА Мери Саркисян ОБОЗРЕВАТЕЛЬ Зинаида Сацкая КОРРЕСПОНДЕНТЫ Екатерина Брызгалова

Федор Макаров Дмитрий Малянов Светлана Фегина Людмила Ягуткина ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «Роснефть» КОРРЕКТОР Маргарита Соколова ВЕРСТКА Максим Гончаров ХУДОЖНИК Софья Евстигнеева КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБА Александр Левин Светлана Петрова Алексей Ярыгин (руководитель)

СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ Умед Нуридинов Олег Синдюков podpiska@mediarama.ru Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-22801. Учредитель и издатель: общество с ограниченной ответственностью «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: http://gasoil.mediarama.ru АДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в. Тел.: (495) 730-0192. E-mail: satskaya@expert.ru. © «Эксперт. Газ и Нефть». Цена свободная. Тираж - 5 000 экземпляров. Подписано в печать 10.11.2010. Отпечатано в типографии «Домино Print New».

Фото – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

ФОТОРЕПОРТАЖ Масло с предгорий Урала Спецрепортаж с одного из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов России – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

26 28

ТРАНСПОРТИРОВКА «Северный» и «Южный» газовые потоки ВИП-контроль магистралей Методология диагностирования объектов магистральных нефтепроводов и продуктопроводов

АВТОМАТИЗАЦИЯ Автоматизация Крайнего Севера «Газпром добыча Ямбург» внедряет малолюдные технологии Фото– «Диаскан»

ЭКОЛОГИЯ Биотехнологии против нефтезагрязнений Man Oil Group разработала технологию переработки нефтешлама

28 32

Фото – «Газпром добыча Ямбург»

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

дни рождения ДЕКАБРЬ 2 Владимир КОСТРИКИН, генеральный директор компании «Курскрегионгаз» 3 Анатолий ЕЖКОВ, член правления компании «Сибур Холдинг»

5 Валентин КАЗАЧЕНКОВ, генеральный директор компании «Петербургрегионгаз» 6 Сергей КАЛИТЮК, генеральный директор компании «Газпром экспо» Виктор КВАШНЕВ, генеральный директор компании «Новосибирскрегионгаз» 8 Виктор ЛОРЕНЦ, президент компании «Стройтрансгаз» 9 Сергей КОЛЕСНИЧЕНКО, генеральный директор компании «Адыгрегионгаз» Александр ПЧЕЛИНЦЕВ, генеральный директор компании «Газпромбанк-управление активами» Михаил БАРКОВ, вице-президент по правовым и внешнеэкономическим вопросам, связям с общественностью компании «АК по транспорту нефти «Транснефть» 11 Алексей ГОЛУБНИЧИЙ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Москва» Николай ИНЮШИН, генеральный директор компании «ЛукойлТранс» 12 Зияд МАНАСИР, президент компании «Стройгазконсалтинг» 13 Александр ДЮКОВ, председатель правления, генеральный директор компании «Газпром нефть» Урал РАХИМОВ, генеральный директор компании «АНК «Башнефть» Николай УЛЬЯНОВ, председатель «ВО Тяжпромэкспорт» 15 Сергей ИЛЬИНЫХ, генеральный директор компании «ЛукойлАик» 17 Эдуард НАУМОВ, генеральный директор НП «Инновации в электроэнергетике (ИНВЭЛ)»

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

Павел ОКЛЕЙ, председатель совета директоров «МРСК Сибири» – технический директор «Холдинга МРСК» 18 Евгений КОЛЬЦОВ, директор филиала компании «Леноблгаз» – «Тосномежрайгаз» 20 Николай ТОКАРЕВ, председатель правления, президент «Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» 21 Тигран ПЕТРОСЯН, заместитель генерального директора по экономике и финансам «ТМК» Владимир ЕРОХИН, председатель совета директоров компании «Сургутнефтегаз» 22 Александр ШИРЯЕВ, генеральный директор «ТМК»

24 Керим ГУСЕЙНОВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Махачкала» 25 Вадим МАЛОВ, генеральный директор «Группы компаний «Морские и нефтегазовые проекты» 26 Андрей РОССИНСКИЙ, генеральный директор компании «Бургаз» 28 Алексей ФИЛИППОВСКИЙ, член правления «Сибур Холдинг» – вицепрезидент по экономике и финансам «Сибур» ЯНВАРЬ 1 Рим СУЛЕЙМАНОВ, генеральный директор компании «Газпром добыча Уренгой» Юрий ФЕДОРОВ, генеральный директор компании «Белкамнефть» Василий ГАНИЧЕВ, генеральный директор компании «Марийскрегионгаз»

Иван МАЗУР, председатель совета директоров компании «РАО Роснефтегазстрой» 2 Алексей КЛИМОВ, генеральный директор компании «Тамбоврегионгаз» Александр МОЛОДЦОВ, генеральный директор компании «Сибтранснефтепродукт» Владимир НОЖИН, генеральный директор компании «Самаранефтегаз» 3 Марат БАГАМАНОВ, генеральный директор компании «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири «Центрсибнефтепровод» 4 Рустем СУЛЬТЕЕВ, председатель совета директоров – первый заместитель генерального директора «Группы компаний «ТАИФ» Вячеслав ТЮРИН, генеральный директор компании «Газпромтранс» 7 Александр КАПНИК, генеральный директор компании «Стройтрансгаз-М» 9 Юрий НАРУШЕВИЧ, генеральный директор компании «РНБурение» 10 Ильдус САРВАРОВ, генеральный директор компании «Газпромнефть – ОНПЗ» Олег АШИХМИН, президент НП «Нефтяной клуб Санкт-Петербурга»

11 Андрей КАПЛУНОВ, первый заместитель генерального директора «ТМК»

Сергей АНСОВ, генеральный директор компании «РАО Роснефтегазстрой» 12 Эдуард ЧУМАКОВ, главный редактор журнала «Эксперт. Газ и нефть» 13 Сергей КОМИССАРОВ, генеральный директор компании «КраснодарРегионГаз»

14 Илья ВЕРИГА, директор филиала компании «Леноблгаз»«Кириши» Анатолий СТЕПАНОВ, генеральный директор компании «Омскнефтепроводстрой» 19 Владимир ПАЛЬЦЕВ, генеральный директор компании «Томскнефть» Сергей МАЗАЛОВ, генеральный директор компании «Ивановорегионгаз» 20 Валерий ЕЖОВ, генеральный директор компании «РН – Туапсинский НПЗ» Сергей ЖВАЧКИН, генеральный директор компании «Газпром трансгаз - Кубань» Виталий КУТЕПОВ, председатель правления – президент компании «Востокгазпром» – генеральный директор компании «Томскгазпром» Юрий ПАЛАГИН, директор Саратовской газовой компании Михаил СЛИПЕНЧУК, председатель совета директоров компании «Запсибгазпром» – генеральный директор «ИФК «Метрополь» 24 Андрей КРУГЛОВ, заместитель председателя правления – начальник финансовоэкономического департамента компании «Газпром» 25 Владимир РАЗУМОВ, член правления «Сибур Холдинга» – старший исполнительный вице-президент компании «Сибур» Павел СКИТОВИЧ, исполнительный вице-президент – заместитель главного финансового директора компании «ТНК-ВР Менеджмент» 26 Михаил ВАЛИЕВ, президент «Концерна «Балтийская газовая компания» 27 Фанил МАЗИТОВ, генеральный директор компании «Башкирнефтепродукт» 29 Александр ПУЖАЙЛО, генеральный директор компании «Гипрогазцентр» 31 Алексей МИЛЛЕР, председатель правления компании «Газпром»

http://gasoil.mediarama.ru

персона номера

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

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

Фото – Екатерина Брызгалова

- Ваша компания уделяет большое внимание развитию логистики нефтегазовой отрасли. Можете ли Вы обозначить в процентном соотношении долю нефтегазовой отрасли в общем объеме заказов компании? Отличаются ли эти данные от показателей предыдущих лет? Охарактеризуйте, пожалуйста, общую тенденцию в отрасли… Если брать период с середины нынешнего года, тенденция заказов по-прежнему такая же, как мы видели в начале года, – устойчивый рост объемов заказов в целом и в нефтегазовом секторе в частности. Рынок постепенно восстанавливается после кризиса 2008–2009 годов, крупные нефтегазовые компании разрабатывают новые проекты, проводят тендеры, таким образом устанавливая новые возможности для нас, специалистов в области логистики, чья главная цель заключается в обеспечении полной 3PL- (а во многих случаях уже 4PL-) цепочки поставок для наших клиентов. Во второй половине 2010 года нам удалось успешно завершить работу над первым заказом одного из лидеров на рынке нефтегазового оборудования, поставщика негабаритной техники для оснащения нефтегазовых месторождений. В настоящий момент мы получили второй запрос от этого клиента на поставку данного оборудования уже на другую площадку. Как вам известно, в этом году открыто представительство в Мурманске для обеспечения участия компании в реализации проекта освоения Штокмановского ГКМ и оказания услуг компаниям нефтегазовой отрасли. Для реализации Штокмановского проекта, безусловно, возникнет потребность в комплексных логистических решениях, оказываемых отечественным и иностранным компаниям. Kuehne + Nagel является одним из ведущих поставщиков логистических услуг в России, и спектр наших решений постоянно растет. Теперь Kuehne + Nagel представлен и в этом стратегически важном регионе, что позволит нам укрепить позиции как на российском, так и на международном рынке.

Мы уверены, что этот проект будет способствовать развитию Мурманской области. Недавно приступило к работе представительство в Ногликах на Сахалине. Поселок Ноглики является важнейшим транспортным узлом для нефтегазового сектора на Сахалине. Наше новое представительство значительно расширяет присутствие компании на Сахалине и позволит увеличивать объемы и виды услуг, предлагаемых заказчикам. Данные представительства усилят позиции компании в важнейших регионах нефтегазового сектора. Присутствие на местном рынке в нужное время позволит спе-

Маркус Руулио окончил бизнес-колледж и получил диплом маркетолога. Более 30 лет работает в области продаж и маркетинга в сфере международной логистики. Занимал руководящие должности в крупных международных компаниях, в частности в лесопромышленной компании и одном из крупнейших портов. Имеет опыт работы в разных странах мира, включая Великобританию, Саудовскую Аравию, Россию. С 2007 г. работает в компании Kuehne + Nagel на должности директора по развитию бизнеса логистики продукции лесопереработки. С 2009 г. – директор по продажам и маркетингу «Kuehne + Nagel Россия». циалистам нефтегазовой отрасли Kuehne + Nagel по всему миру успешно участвовать в развитии данных проектов. - Что входит в компетенцию вашей компании при работе с нефтегазовыми фирмами? Мы считаем, что Kuehne + Nagel является одним из крупнейших 3PL- логистических провайдеров в

России среди крупнейших мировых игроков на этом рынке услуг. При взаимодействии с клиентом мы выстраиваем партнерские отношения, соблюдая этические и корпоративные нормы. Уникальные IT-решения, базирующиеся на внедрении и применении глобальных информационных технологий компании, а также накопленный

http://gasoil.mediarama.ru

Фото – Kuehne + Nagel

http://gasoil.mediarama.ru

живание баз, полное соответствие требованиям FCPA. Услуги компании в области поставки запчастей и сопутствующего оборудования включают сбор груза по всему миру, авиа-, морские и наземные перевозки, импорт и экспорт груза, доставку груза от двери до двери, регулярные внутренние доставки по стране в нефтегазовые регионы, чартерные вертолетные перевозки. - Чем ваша компания отличается от других, конкурирующих с ней на рынке? Есть ли в перечне ее услуг какие-либо эксклюзивные предложения? «КН Логин» - информационное логистическое решение Kuehne + Nagel - представляет собой сетевой инструмент мониторинга и управления за перевозками груза. «КН Логин» обеспечивает надеж-

ное и эффективное управление транспортными и информационными потоками. Данный инструмент позволяет отслеживать груз на всем протяжении цепочки поставок. Последняя версия «КН Логин» имеет единую структуру вне зависимости от типа перевозки: море, авиа, авто, ж/д и контрактная логистика. Пользователям «КН Логин» предоставляется доступ к системе с индивидуальным логином и паролем на web-портале Kuehne + Nagel. - Какое оборудование вы используете при транспортировке груза? Какой парк оборудования в распоряжении Kuehne + Nagel? Глобальная стратегия Kuehne + Nagel предполагает лизинг необходимых транспортных средств.

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

Фото – Kuehne + Nagel

опыт и знания данного сектора промышленности в нефтегазовом подразделении Kuehne + Nagel в мире позволяют нам говорить об очевидных преимуществах компании в этом направлении. - В чем заключается специфика работы Kuehne + Nagel с клиентами из «нефтянки»? Можно выделить несколько ключевых особенностей: - четкое соблюдение временных рамок и реализация проекта в сжатые сроки. Время и скорость являются решающими, когда речь идет о поставке запчастей, поскольку простой буровой установки влечет за собой большие потери; - предоставление специализированных логистических решений с учетом конкретных нестандартных требований заказчика; - отлаженная координация как для стандартных поставок, так и для проектных перевозок (буровые установки), ведь груз приходит из различных пунктов отправки, и его консолидация, упаковка и прочие процессы требуют 100% концентрации; - быстрое реагирование на чрезвычайные ситуации; - успешное решение непростых задач, связанных с таможенным оформлением груза. В России одной из главных задач для нас является получение основной части логистического бизнеса ключевых игроков в данном секторе. - Ранее Вы отмечали, что компании нефтегазовой отрасли требуют нестандартных решений. В чем это выражается? Когда речь идет о логистических решениях для клиентов нефтегазового сектора, то каждый раз подразумевается работа по индивидуальному графику с привлечением проектной команды. Возможности Kuehne + Nagel в нефтегазовом секторе позволяют компаниям данной области контролировать логистические процессы и формировать стратегию по всем направлениям, включая управление заказами, транспортировку, дистрибуцию и безопасность. Мы предлагаем полный спектр логистических услуг для расширения бизнеса заказчика и продвижения на новых рынках. Решения, предлагаемые нефтегазовым подразделением Kuehne + Nagel, специально разработаны для удовлетворения комплексных требований данной отрасли промышленности: наличие специализированного отдела для управления проектами, обеспечение полной цепочкой поставок для нефтегазового сектора, доставка запчастей для буровых установок, логистическое обслу-

Эта стратегия обеспечивает гибкость при работе с клиентами, поскольку позволяет не зависеть от ограниченного парка оборудования, но работать с надежными субподрядчиками, предоставляющими необходимые виды транспортных средств независимо от срочности или трудности проекта. Это особенно важно, когда мы говорим о логистике нефтегазового сектора. Сотрудничество с данными клиентами не обязательно предполагает работу только с негабаритными/тяжеловесными грузами. Напротив, когда мы говорим о поставке запчастей, это предполагает регулярную консолидацию запасных частей по всему миру и перевозки грузов в стандартных контейнерах по морю, авиаперевозки по всему миру или обычные автомобильные перевозки. Когда же речь идет о транспортировке тяжеловесных грузов, например турбин, перед нами встает ряд непростых задач, связанных со спецификой груза, пунктом отправки и назначения, в которых зачастую отсутствует надлежащая инфраструктура (особенно это касается пунктов назначения гденибудь в глубинке России). В этом случае нашими специалистами разрабатываются индивидуальные решения под проект заказчика. Приходится применять специальное подъемное оборудование для погрузо-разгрузочных работ, прицепы для довоза груза. Но, повторюсь, каждый раз это индивидуальный подход и индивидуальное решение.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

персона номера

Фото – Kuehne + Nagel

Решения, предлагаемые нефтегазовым подразделением Kuehne + Nagel, специально разработаны для удовлетворения комплексных требований данной отрасли промышленности: наличие специализированного отдела для управления проектами, обеспечение полной цепочкой поставок для нефтегазового сектора, доставка запчастей для буровых установок

- Опишите цепочку поставок: от момента получения заказа и до момента доставки груза в пункт назначения? После поступления в отдел заявка обрабатывается нашими специалистами, груз проверяется на предмет необходимости упаковки, поскольку многие детали поступают к нам на склад неупакованными. Далее проверяются габаритные размеры груза, в случае если потребуется перевозка авиафрахтом, если мы задействованы в таможенном оформлении, то проверяем все документы и сертификаты. Далее по порядку следуют транспортировка, таможенное оформление, доставка на место (либо на промежуточный пункт – наш склад в Москве, либо сразу на нефтегазовое месторождение). Также возможны перегрузка и временное хранение на складе Kuehne + Nagel по требованию. - Ваша компания уделяет большое внимание набору и подготовке персонала. Как вы справляетесь? Существуют различные факторы, которые, как мы считаем, являются основополагающими факторами нашего успеха в России. Прежде всего, в логистическом процессе задействованы люди. Мы всегда стараемся набирать лучших специалистов, которые проходят профессиональную подготовку и тренинги на национальном и международном уровне. Компания уделяет большое внимание пла-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

нированию карьеры сотрудников и обеспечению достойного уровня вознаграждения. Вместе с тем компания предоставляет отличные условия для работы в сочетании с преимуществами одного из ключевых игроков в данном сегменте рынка. - Какова динамика развития бизнеса в Восточной Европе? Kuehne + Nagel – одна из первых логистических компаний, открывшая офисы в Восточной Европе в 1990-х. С этого времени основной задачей Kuehne + Nagel был рост и позиционирование себя в странах региона как лидера в области морского и авиафрахта, наземных перевозок и контрактной логистики. Восточная Европа является разноплановым регионом, где обстановка меняется достаточно быстро, в связи с чем нам постоянно следует думать о новых преимуществах, предоставляемых клиентам. Мы следуем выработанной стратегии, укрепляем положение на рынке и расширяем горизонты на будущее. В целом Восточная Европа является одним из ключевых регионов роста Kuehne + Nagel Group. С тем чтобы максимально увеличить потенциальный бизнес на местных рынках, были объединены две региональные организации (северовостока и юго-востока Европы) в одну. Новый регион Восточной Европы включает в себя 21 страну: Албанию, Австрию, Беларусь,

Боснию, Болгарию, Хорватию, Кипр, Чешскую Республику, Эстонию, Грецию, Венгрию, Латвию, Литву, Македонию, Польшу, Румынию, Россию, Сербию, Словакию, Словению и Украину. В регионе расположено 75 офисов и более 700 000 м2 складских площадей, штат сотрудников насчитывает более 5000 человек. Региональная штаб-квартира находится в Вене. - Весной этого года состоялась нефтегазовая выставка, каковы ее результаты для Kuehne + Nagel? «Kuehne + Nagel Россия» впервые участвовал в подобном мероприятии нефтегазовой отрасли со своим стендом. Главной целью для нас было заявить о развитии нефтегазового направления в рамках компании, узнать тенденции, которые происходят в данном секторе, обменяться мнениями о дальнейшем развитии этого сегмента в России и, безусловно, наладить отношения с партнерами по бизнесу. - Есть ли у вас планы по расширению своей компании в бывших советских республиках? Kuehne + Nagel имеет амбициозные планы по развитию компании в России и в Восточной Европе, и мы можем ожидать дальнейшего расширения этого направления в будущем. В феврале 2010 года Kuehne + Nagel Group основала дочернюю компанию в Беларуси, в Минске. Открытие нового офиса является решающим шагом к дальнейшей

интеграции этой части рынка в нашу глобальную логистическую сеть с предоставлением комплексного обслуживания. Благодаря географическому положению между Европой, Россией, Казахстаном и Китаем Беларусь является стратегически важной страной, в которой мы видим интересные возможности. Cобственный филиал позволит лучше интегрировать логистические возможности страны в нашу всемирную сеть и ускорить расширение в Восточной Европе. Открытие данного офиса также даст возможность предлагать нашим клиентам полный спектр интегрированных логистических услуг в таких сферах, как автомобильная, фармацевтическая, химическая промышленность, розничная торговля, энергетика, целлюлозно-бумажная промышленность и лесопереработка. Помимо FTL, LTL еженедельных услуг между Беларусью, Европой, Россией и Казахстаном Kuehne + Nagel также предлагает авиаперевозки через аэропорт Минска, а также LCL- и FCL-услуги через порты Клайпеды и Риги. Беларусь является привлекательным регионом для крупных международных компаний из Европы и Азии для ведения бизнеса в Восточной Европе. Наши интегрированные логистические услуги в сочетании с проверенными знаниями местного рынка могут оказать им поддержку в улучшении эффективности цепочки поставок и надежности.

http://gasoil.mediarama.ru

новости

UniSim R400 улучшает профессиональные навыки Рост отгрузок «ТМК» «Роснефть» купила 50% Ruhr Oel

Ruukki поставляет металлоконструкции на Сахалин

http://gasoil.mediarama.ru

Трубная металлургическая компания («ТМК») увеличила отгрузки почти на 55%, поставив потребителям 1,86 млн тонн продукции. Возросли отгрузки трубной продукции «TMK» IPSCO, которые осуществлялись для заказчиков, ведущих добычу сланцевого газа. Наблюдается стабильное увеличение спроса на премиальные резьбовые соединения на рынках России и Северной Америки. Это позволило компании отгрузить в первом полугодии 2010 года более 219 тыс. соединений премиум-класса, что на 124% больше, чем в первом полугодии 2009 года. Реализация «Газпромом» и «Транснефтью» трубопроводных проектов уже сейчас обеспечивает загрузку мощностей по производству ТБД на Волжском трубном заводе (входит в «ТМК»). Рынок России и СНГ в сегменте труб OCTG и линейных труб также демонстрируют умеренный рост. «ТМК» участвует в проектах «Роснефти» по освоению Ванкорского месторождения, в проектах «Сургутнефтегаза» и ТНК-ВР в Восточной Сибири, продолжает поставки для месторождений в Западной Сибири.

НК «Роснефть» и государственная нефтяная компания Венесуэлы Petroleos de Venezuela S.A. (PDVSA) подписали соглашение о приобретении «Роснефтью» у PDVSA 50% доли в компании Ruhr Oel GmbH. Сумма сделки составит $1,6 млрд, не включая принадлежащие PDVSA запасы сырья и дебиторскую задолженность, которые будут оценены на момент завершения сделки. Ruhr Oel Gmbh является совместным перерабатывающим и сбытовым предприятием PDVSA и ВР, в котором каждой из сторон принадлежит по 50%. Приобретение Ruhr Oel увеличит перерабатывающие мощности «Роснефти» на 11,6 млн тонн в год.

«Нефтемаш» выиграл тендер «ГМС Нефтемаш» (Тюмень), входящее в «Группу ГМС», отгрузило первую партию блоков распределения воды по контракту с «Сургутнефтегазом». Контракт предусматривает изготовление и поставку 75 блоков распределения воды. Блок распределения воды (блок гребенок) предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД). Фото – «Группа ГМС»

Компания Ruukki, европейский поставщик комплексных решений из металла для строительства и машиностроения, завершила поставки металлоконструкций для возведения сейсмостойкого производственно-технического комплекса «СахалинШельф-Сервис» в Южно-Сахалинске. Строящийся комплекс площадью более 10 тыс. м2 состоит из производственного здания, административно-бытового корпуса и лаборатории. База используется для подготовки оборудования при разработке шельфовых месторождений нефти и газа на проектах Сахалин-1, 2 и 3. Объекты были изготовлены и поставлены за пять месяцев на расстояние 6000 км. На объектах будут проводить техническое обслуживание нефтедобывающего и бурового оборудования. Устойчивость сооружений к возможным землетрясениям обеспечивается за счет механических характеристик стального каркаса. При воздействии внешних нагрузок металлоконструкции способны к сжиманию и растяжению. За счет этого они сохраняют свою сейсмическую, температурную и ветровую стойкость.

Фото – Honeywell

Honeywell усовершенствовала комплекс обучающих программ, который помогает операторам промышленных предприятий обеспечить более безопасную и эффективную работу производственных линий. UniSim R400 включает новые инструменты, которые обеспечат предприятия перерабатывающей промышленности более простой процедурой сертификации работающих на предприятии операторов. Также он обладает новыми возможностями виртуализации, благодаря которым операторы смогут проходить обучение на своем рабочем месте. UniSim обеспечивает прямую связь с любой системой обучения, что позволяет компаниям предлагать практические обучающие задания. Данный тип обучения сокращает период получения знаний и повышает его качество на 70%. Возможности виртуального размещения UniSim позволяют разворачивать курсы обучения на любом рабочем месте. Это помогает операторам проходить обучение по прямой интернет-ссылке, даже когда они находятся не в традиционном центре обучения. Упрощение обучения снижает стоимость курсов в расчете на одного обучающегося.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

кто есть кто

VIP-персоны ВИНК Руководители российских вертикально-интегрированных нефтяных холдингов «Лукойл»

Фото – «ТНК-ВР»

Президент, председатель правления Вагит Алекперов Родился 1 сентября 1950 г. В 1974 г. окончил Азербайджанский институт нефти и химии им. Азизбекова по специальности «горный инженер по технологии и комплексной механизации разработки нефтяных и газовых месторождений». В 1974–1979 гг. работал в производственном объединении «Каспморнефть» мастером по добыче нефти и газа, инженером-технологом, начальником смены, мастером, старшим инженером, заместителем начальника нефтепромысла. В 1979–1985 гг. работал на руководящих должностях в производственных объединениях «Сургутнефтегаз» и «Башнефть». В 1985–1987 гг. – первый заместитель генерального директора ПО «Башнефть» по Западной Сибири. В 1987–1990 гг. работал генеральным директором производственного объединения «Когалымнефтегаз». В 1990–1991 гг. – заместитель, первый заместитель министра нефтяной и газовой промышленности СССР. В 1992–1993 гг. – президент нефтяного концерна «ЛангепасУрайКогалымнефть». С 1993 г. – президент «Лукойла».

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

«ТНК-ВР Холдинг» Исполнительный директор Герман Хан Родился 24 октября 1961 г. В 1982 г. с отличием окончил индустриально-педагогический техникум. В 1988 г. окончил Московский государственный институт стали и сплавов, факультет литья черных металлов. Герман Хан является одним из основателей консорциума «Альфа-Групп», одной из крупнейших частных российских финансово-промышленных корпораций. В 1992–1998 гг. занимал различные руководящие должности в консорциуме «АльфаГрупп». Также в 1995–1998 гг. работал директором сырьевого департамента «Альфа-Эко», крупнейшей трейдинговой компании, входящей в состав «Альфа-Групп». В 2000–2003 гг. занимал пост заместителя председателя правления «ТНК». Является исполнительным директором «ТНКВР» с момента образования компании в 2003 г. Также входит в наблюдательный совет консорциума «Альфа-Групп», в советы директоров компаний «НГК Славнефть», Alfa Finance Holdings S.A. (нефтяные и финансовые активы) и ABH Holdings Corp. (холдинговой компании банковской группы «Альфа-Банк»).

«Сургутнефтегаз» Генеральный директор Владимир Богданов Родился 28 мая 1951 г. В 1973 г. окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «горный инженер по бурению нефтяных и газовых скважин». В 1990 г. окончил Академию народного хозяйства при Совете Министров СССР. В 1973– 1976 гг. работал в Нижневартовском управлении буровых работ № 1. В 1976–1978 гг. работал в Сургутском управлении буровых работ №2. В 1978–1980 гг. – заместитель начальника управления по бурению, заместитель генерального директора, начальник управления по бурению ПО «Юганскнефтегаз» «Главтюменнефтегаза». В 1980–1981 гг. – заместитель генерального директора ПО «Сургутнефтегаз» «Главтюменнефтегаза» Министерства нефтяной промышленности СССР (Сургут). В 1981–1983 гг. – заместитель генерального директора – начальник управления по бурению ПО «Сургутнефтегаз». В 1983–1984 гг. – заместитель начальника Главного Тюменского производственного управления по нефтяной и газовой промышленности по бурению Министерства нефтяной промышленности СССР (Тюмень). В 1984–1993 гг. – генеральный директор ПО «Сургутнефтегаз». С 1993 г. – генеральный директор компании «Сургутнефтегаз».

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

кто есть кто

«Татнефть»

Фото – «Газпром нефть»

Генеральный директор Шафагат Тахаутдинов Родился 23 апреля 1964 г. Окончил нефтяной техникум, затем Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина. В 1965 г. начал работать помощником бурильщика Альметьевского управления буровых работ, затем был оператором по добыче нефти, мастером подземного ремонта скважин, начальником цеха этого же управления. В 1978–1985 гг. – начальник управления «Джалильнефть», начальник нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть». В 1985–1990 гг. был первым секретарем Лениногорского горкома КПСС. С 1990 г. – главный инженер – первый заместитель гендиректора «Татнефть». 28 апреля 1995 г. был избран депутатом Государственного Совета Татарстана от округа № 93. Баллотировался как независимый кандидат. Член Комиссии Госсовета по вопросам экономического развития и реформ. С мая 1997 г. – член совета директоров банка «Зенит». 21 июня 1999 г. назначен генеральным директором компании «Татнефть». С июля 1999 г. – член совета директоров банка «АК Барс» (Казань). В 1999 г. был избран председателем совета директоров ОАО «Нижнекамский НПЗ». В июне 2000 г. избран членом совета директоров «Ритэк». С июля 2000 г. – председатель совета директоров компании «Нижнекамскшина». В 2000–2004 гг. – депутат Государственного Совета РТ второго созыва. С марта 2004 г. – депутат Государственного Совета РТ третьего созыва. Доктор экономических наук.

НГК «Славнефть» Президент Юрий Суханов Родился 16 сентября 1963 г. В 1985 г. окончил Московский институт инженеров железнодорожного транспорта. Трудовую деятельность начал на «Московской железной дороге» дежурным по парку, работал на должностях до главного инженера станции. С 1994 г. работал в коммерческих структурах, занимающихся транспортировкой нефтепродуктов. В 1996–2000 гг. работал начальником департамента реализации нефтепродуктов «Сибнефть» (Омск). В январе 2000 г. был назначен советником президента АО «Славнефть». С марта 2000 г. по апрель 2002 г. – вице-президент АО «Славнефть» по коммерческой деятельности, курировал вопросы сбыта и транспортировки нефтепродуктов. С июня 2001 г. – член совета директоров компании «Славнефть-Ярославнефтепродукт».

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

НК «РуссНефть»

«Газпром нефть»

Президент Михаил Гуцериев Михаил Гуцериев родился 9 марта 1958 г. Окончил Технологический институт, Джамбул, Казахская ССР и Российский государственный университет нефти и газа им. Губкина, а также Финансовую академию при Правительстве РФ, Москва, СанктПетербургский юридический университет. На заре перестройки создал первое на Северном Кавказе совместное российско-итальянское предприятие – мебельную фабрику «Чиитал». В 1991 г. был избран председателем Ассоциации предпринимателей Чечено-Ингушской АССР. В 1992 г. создал и возглавил в Москве промышленно-финансовую компанию «БИН». С 1994 г. – президент акционерного коммерческого банка «БИН». В 1994 г. избран президентом консорциума «БИН». В ноябре 1994 г. создал первую в России зону экономического благоприятствования «Ингушетия» и был назначен ее главой. В 1995 г. избран депутатом Госдумы ФС РФ второго созыва. В декабре 1999 г. избран депутатом Государственной Думы Федерального Собрания третьего созыва. В феврале 2000 г. избран президентом НК «Славнефть». В феврале 2001 г. избран вице-президентом Российского союза промышленников и предпринимателей. В феврале 2001 г. первым из руководителей нефтегазового комплекса страны избран действительным членом РАЕН. В 2002 г. основал и возглавил нефтегазовую компанию «РуссНефть». В 2003 г. переизбран вице-президентом Российского союза промышленников и предпринимателей.

Председатель правления, генеральный директор Александр Дюков Родился 13 декабря 1967 г. Окончил Ленинградский кораблестроительный институт. В 1996– 1998 гг. последовательно занимал должности финансового директора и генерального директора «Петербургского нефтяного терминала». В 1998 г. – директор по экономике, в 1999 г. – и. о. генерального директора компании «Морской порт Санкт-Петербург». В 2000 г. вновь приступил к работе в компании «Петербургский нефтяной терминал» в должности председателя совета директоров. В 2003– 2006 гг. – президент компании «Сибур». С ноября 2006 г. – председатель совета директоров «Сибур Холдинг». С 30 декабря 2006 г. – президент компании «Газпром нефть». С января 2008 г. – председатель правления, генеральный директор компании «Газпром нефть».

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

аналитическое оборудование

Осторожно, газы! Honeywell разработала новые приборы для обнаружения газов Максим Медведев

Все фото – Honeywell

Компания Honeywell – одна из ведущих в России и в мире в области промышленной автоматизации. На российском рынке Honeywell уже давно зарекомендовала себя как надежного партнера с высококвалифицированным штатом профессионалов и производителя инновационных технологий. Компания располагает широким ассортиментом продукции, от датчиков до систем управления цепочками поставок, которая позволяет создавать комплексные решения. В арсенале также присутствуют программы по реализации проектов построения крупных интегрированных систем. Решения Honeywell в первую очередь нацелены на безопасность, надежность, экономичность и экологичность. Производственнохозяйственная деятельность должна быть абсолютно безопасной для персонала, оборудования и процессов, – так считают в компании. Системы автоматизации и управления Honeywell направлены на сокращение издержек и простоев, увеличение производительности, максимизацию окупаемости инвестиций и повышение эксплуатационной готовности. Таким образом, сегодня Honeywell предоставляет самые современные системы управления и контроля, а также самое качественное оборудование и высококлассный сервис. В этом

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

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

году компания выпустила ряд новых приборов в области автоматизации нефтегазовой промышленности. К ним можно отнести новую линейку устройств обнаружения газов и новую серию трансмиттеров Honeywell Analytics. Линейка устройств для обнаружения газов Одной из новинок 2010 года является четырехкомпонентный датчик GasAlertMaxXT. Данный прибор со встроенным насосом отбора проб определяет концентрацию метана, сероводорода, угарного газа и кислорода в воздухе. Устройство GasAlertMaxXT предотвращает всасывание любых жидкостей в насос, в том числе и воды. Прибор оснащен системой сбора данных и журналом регистрации событий. Другая новинка – GasAlertQuattro. Этот портативный детектор также является четырехкомпонентным прибором, но в отличие от прошлой серии обладает повышенной надежностью за счет системы самодиагностики. Ежесекундно на каждый из датчиков GasAlertQuattro посылает сигнал и получает от них отклик. Таким образом подтверждается нормальное функционирование всех датчиков. Их работу можно проверить по мигающему маячку, расположенному в верхней части прибора, который очень хорошо виден на расстоянии. Данная технология позволяет работникам отделов охраны труда мгновенно определять, что сотрудники, пользующиеся в настоящее время прибором, находятся в безопас-

ности, их прибор исправен, и на рабочей площадке отсутствуют опасные концентрации газов. Все семейство портативных приборов перед выходом на рабочую смену проверяется при помощи станции MicroDock II. Для проверки реакции датчиков на тестовые концентрации газовоздушной смеси и настройки портативного прибора на станции MicroDock II требуется всего две минуты. Данная станция осуществляет проверку работоспособности приборов, производит зарядку их аккумуляторов, из памяти приборов скачивает данные, которые затем обрабатываются на персональном компьютере и в режиме онлайн выводятся на систему верхнего уровня. Затем данные с детек-

торов газов совместно с данными с других полевых устройств могут использоваться автоматизированной системой контроля технологических параметров предприятия Experion. Основные технологии газообнаружения Как известно, термокаталитические датчики были разработаны уже более 50 лет назад. Ведущую роль в их разработке сыграл инженер Джошуа Зигер, который в дальнейшем основал компанию Sieger Ltd., ставшую одним из лидеров среди производителей оборудования для обнаружения газов. Сейчас торговая марка Sieger принадлежит компании Honeywell Analytics.

http://gasoil.mediarama.ru

Для обнаружения токсичных газов в настоящее время используются электрохимические датчики. Для определения и обнаружения концентрации углеводородных газов используются инфракрасные датчики, такие как Searchpoint Optima Plus. Этот датчик управляется встроенным микропроцессором и использует инфракрасный чувствительный элемент. Датчик обладает функцией самодиагностики и поиска неисправностей. Прибор способен определять широкий спектр углеводородных газов, включая пары растворителей. Предусмотрено более 100 видов калибровки. Выбирая технологию газообнаружения, следует учитывать окружающие условия, в которых будет работать датчик газа. Например, наличие в воздухе паров газов, содержащих в своей химической формуле серу, хлор и кремнийсодержащие соединения, снижает срок эксплуатации термокаталитических датчиков, оказывает пагубное воздействие на их работу, снижая чувствительность пеллистора. Применение датчиков Searchpoint Optima Plus вместо термокаталитических исключает эту проблему, так как инфракрасные датчики не чувствительны к наличию в воздухе отравляющих компонентов. Отличительной особенностью и главным достоинством Searchpoint Optima Plus является возможность работы в сложных погодных условиях за счет того, что оптика на данном датчике подогреваемая. В том случае, когда измерение происходит в условиях тумана или наличия водяной пыли, микропроцессор, который встроен в датчик, вносит поправочный коэффициент, в результате чего выходной сигнал датчика остается в линейной зависимости от измеряемой концентрации газа. Следствием этого является исключение ложных срабатываний и ошибочных сигналов неисправности. В подобных случаях внешние факторы не влияют на точность измерения. Система подогрева оптических компонентов исключает возможность образования конденсата. Стабильность выходных параметров и высокая надежность прибора обеспечиваются в широком диапазоне рабочих температур: от -40 до +65 °С, что приводит к низким издержкам на обслуживание в течение многих лет эксплуатации.

http://gasoil.mediarama.ru

Разработан и широко применяется также трассовый детектор Searchline Excel, использующий инфракрасную технологию газообнаружения с открытым оптическим трактом. Излучатели располагаются от приемника на расстоянии до 200 метров. На всем протяжении трассы измерения утечка газа определяется с большей точностью, чем при использовании точечных инфракрасных датчиков. Температурный диапазон работы также от -40 до +65 °С. Прибор невосприимчив к воздействию дождя, тумана, снега, излучению солнца, факельных вышек, дуговой сварки, разрядов молний. Время отклика – менее 3 секунд. Данные датчики можно подключать как автономно к вторичным приборам, так и к универсальному трансмиттеру серии XNX. Это последняя разработка компании. Его достоинства в том, что к этому прибору можно подключать практически всю линейку датчиков (электрохимических, термо-

каталитических, инфракрасных датчиков, с открытым трактом, оптических или точечных) и гибко выбирать выходные сигналы. Это может быть унифицированный токовый сигнал 4–20 мА; можно устанавливать релейные модули с различной комбинацией реле. Также можно использовать модуль, работающий по шине Modbus или Foundation Fieldbus. Для подключения не требуется менять саму платформу трансмиттера XNX. В этом приборе реализован сигнал Hart, который наложен по токовому выходному сигналу. В дополнение к этому через искробезопасный порт можно подключать переносной HART-коммуникатор и локально производить конфигурирование приборов и другие работы, для которых может потребоваться протокол Hart. Тем-

пературный диапазон – от -40 до +65 °С. Универсальный трансмиттер серии XNX «понимает» несколько языков, в том числе русский. Наиболее простыми являются датчики серии Sensepoint. Для горючих газов нижний рабочий температурный предел составляет -55 °С, а верхний может составлять до +150 °С при использовании высокотемпературного исполнения в корпусе из нержавеющей стали. Средний срок службы – пять лет и выше. Это надежный и приемлемый по соотношению цены и качества датчик. Линейка Sensepoint включает в себя также и датчики на широкий спектр токсичных газов и кислород. Еще один прибор из предложенной серии – детектор Sensepoint XCD. В одном корпусе установлены трансмиттер, датчик и дисплей, с помощью которого можно

конфигурировать и настраивать прибор. Процедура установки максимально упрощена, настройка прибора происходит за несколько минут одним сотрудником. Дисплей детектора – с трехцветной подсветкой, которая меняется в зависимости от статуса прибора. В нормальном режиме дисплей горит зеленым светом, при возникновении неполадок с датчиком – желтым, при этом высвечивается код ошибки. При срабатывании сигнализации дисплей мигает красным цветом, показывая, что концентрация газа превысила установленный порог. Датчик сертифицирован для опасных зон. Существует два варианта изготовления трансмиттера: алюминиевый сплав / нержавеющая сталь. Датчики могут

быть как втычными, так и обычными из серии Sensepoint, которые подключаются к клеммным колодкам внутри взрывозащищенного корпуса трансмиттеров Sensepoint XCD. Детектор применяется на электростанциях, нефтехимическом производстве, предприятиях по добыче нефти и газа, включая установку на морских платформах. Таким образом, в линейке продукции компании Honeywell есть приборы от простейших и бюджетных решений, для обеспечения соответствия нормативам, с приемлемым соотношением цены и качества, до более дорогих и высокотехнологичных систем. У компании есть возможность построить локальную систему газообнаружения, используя как отдельные датчики и уже имеющиеся у заказчика установленные контроллеры, так и сконфигурировать комплектную систему, состоящую из датчиков газов и вторичных приборов. На базе линейки приборов Honeywell можно построить газоаналитическую систему и вывести дальше сигналы на высший уровень, интегрируя их в Experion PKS – единую платформу, объединяющую управление работой и технологическими процессами предприятия, и обеспечивая безопасность участка и предприятия в целом.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

добыча

«Роснефть» идет на север Компания приступила к разработке новых месторождений Дарья Новичкова Одна из ведущих нефтяных компаний России – «Роснефть», которая осуществляет свою деятельность на всей территории Российской Федерации, летом 2009 года запустила новый проект по освоению углеводородных месторождений Красноярского края и Ямало-Ненецкого округа. Данный проект стал началом по реализации масштабной строительной программы по комплексному освоению территории севера России. Совместно со всеми прилегающими к нему участками недр (лицензии на которые принадлежат «Роснефти») Ванкор образует, по сути, новую нефтегазоносную провинцию – первую, открытую и введенную в эксплуатацию в истории постсоветской России. Объем капиталовложений в Ванкор, осуществленных «Роснефтью» по состоянию на август 2009 года, составил более 200 млрд руб. Запасы Ванкорского месторождения в настоящее время оцениваются в 520 млн тонн нефти и 95 млрд кубометров газа. Разработку данного проекта ведет дочернее предприятие «Роснефти» – компания «Ван− корнефть». Предполагается, что доразведка лицензионных участков вокруг месторождения позволит существенно нарастить запасы провинции. Кроме того, проект простимулировал рост эффективности управления крупными проектами в самой «Роснефти», благодаря данному месторождению нефтедобывающая отрасль России получила новую возможность для совершенствования. Таким образом, Ванкор – это по-своему уникальный проект как для «Роснефти», так и для всей России.

«Роснефть» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий России. Ее основным акционером (75,16% акций) является «Роснефтегаз», на 100% принадлежащее государству. Компания «Роснефть» была создана в 1993 г. как государственное предприятие. Президент компании – Эдуард Худайнатов. Вторая причина, осложнившая процесс разработки, – удаленность от населенных мест и отсутствие в районе месторождения транспортной и нефтегазовой инфраструктуры. Грузы для строительства объектов обустройства месторождения

компания доставляет по притокам Енисея, которые судоходны в течение нескольких недель в год, и по зимним автодорогам от базы хранения в Игарку. Все это делает Ванкорское месторождение крайне сложным для освоения.

Масштабы проекта Ванкорский проект является одним из самых масштабных в современной России. Для его эффективной реализации «Роснефть» приняла все необходимые меры: внедрение проектного принципа работы и создание проектных офисов, системное планирование работ, внедрение совмещенных план-графиков «Проектирование – поставки – строительство». В работе по инжиниринговому сопровождению Ванкорского проекта принимал и принимает активное

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

Немного истории Ванкорское месторождение было открыто еще в 1988 году, однако до 2009 года активно не осваивалось. В 2003 году на Лондонской фондовой бирже «Роснефть» поглотила иностранные компании, которые владели лицензией на разработку Ванкора, таким образом получив права на освоение месторождения. Однако разработка Ванкора оказалась достаточно сложным процессом по ряду причин. Во-первых, это проблемы, связанные с суровыми климатическими и геологическими условиями территории. Ванкор находится в зоне вечной мерзлоты.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

участие корпоративный научнопроектный комплекс НК «Роснефть». Все это не только привело к успешному запуску проекта, но и послужило основой для дальнейшей успешной работы. Для реализации проекта было привлечено 60 проектных институтов, более 150 поставщиков оборудования, в том числе 65 заводов-изготовителей. Запуск проекта обеспечивали 450 подрядчиков (включая субподрядчиков). В строительстве участвовало 12 тысяч строителей и 2000 единиц техники. Постоянный персонал «Ванкорнефти» составляет около 2000 человек. Совокупный объем капитальных затрат на разработку месторождения в 2003–2009 гг. составил 229 млрд рублей с учетом НДС. Важно отметить, что 80% всего установленного на Ванкоре оборудования – это продукция российских компаний.

Ванкорский проект потребовал от компании широкого строительства объектов инфраструктуры месторождения в практически неосвоенных местах. Обустройство Ванкора является одним из самых масштабных проектов последнего времени. Оно включает строительство 1685 объектов инфраструктуры, 556 км магистрального нефтепровода и 148 км внутрипромысловых трубопроводов, 97 км автодорог. Всего на месторождении будет построено 36 кустовых площадок, объекты подготовки нефти, в том числе две установки предварительного сброса воды и центральный пункт сбора нефти. Резервуарный парк имеет объем в 180 тыс. кубических метров. Энергоснабжение проекта обеспечивается собственной новейшей газотурбинной электро-

станцией мощностью в 200 мВт. Уже вступила в строй первая очередь электростанции мощностью в 52 мВт. Построен собственный мини-НПЗ, способный производить 50 тыс. тонн дизтоплива в год. В обустройстве месторождения активно применяются современные компьютерные технологии проектирования и передовые технологии строительства объектов. При строительстве объектов используются технологические модули высокой степени готовности, позволяющие сократить время строительно-монтажных работ на площадке на 67% и увеличить качество изготовления модулей за счет их испытаний на заводахизготовителях. Технологии для Ванкора При разработке Ванкорского месторождения широко применя-

ются самые современные технологии нефтедобычи. Ванкор является главной инновационной площадкой в нефтяном секторе России, где применяются новейшие технологии бурения и нефтегазодобычи. При реализации Ванкорского проекта был учтен весь передовой мировой опыт, начиная от внедрения современных технологий и заканчивая природоохранными мероприятиями. Благодаря использованию передовых методов геологии и разработки удалось достичь прироста запасов на одну разведочную скважину в 30 раз выше среднего по России и в 15 раз выше среднего в мире. За счет разбуривания месторождения горизонтальными скважинами фонд скважин удалось сократить в три раза. Дебет горизонтальных скважин на Ванкоре в среднем более чем в 2,5 раза выше по сравнению с вертикальными. Все фото – «Роснефть»

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

добыча Моделирование формирования углеводородных систем позволило сократить геологические риски на 30–40% и прирастить ресурсы категории Д1 в объеме около 3,5 млрд тонн. Поддержание энергии пласта путем закачки газа позволило увеличить коэффициент извлечения нефти и одновременно решить вопрос использования попутного газа. В области бурения и закачивания скважин также применены новейшие разработки. Роторно управляемые системы бурения скважин позволили увеличить эф-

фективность буровых работ в 2,5 раза и достичь отхода от вертикали до 2700 м. Применение интеллектуальных скважинных систем управления притоком дало дополнительную добычу нефти за 2 года свыше 500 тыс. тонн и позволило достичь целевой КИН 43,4%. Строительство многоствольных и многозабойных скважин является высокоэффективным способом решения проблемы возрастающей ограниченности земельных ресурсов для размещения новых скважин, а также снижением удельных затрат

Запасы нефти Ванкорского месторождения превышают 260 млн т газа

на бурение. Особенно эффективным строительство подобных скважин может быть при освоении и разработке месторождений, расположенных в труднодоступных областях, в природоохранных зонах и на шельфах морей. Основным преимуществом многозабойных, сильно разветвленных скважин со множеством боковых отходов из основного ствола является существенное увеличение охвата, и, соответственно, коэффициента нефтеизвлечения. Проводка скважин с большим отходом от вертикали

в условиях малых толщин продуктивного пласта требует применения самых передовых технических решений, включая использование геонавигации. Сопровождение бурения осуществляется в рамках корпоративной информационной системы «Удаленный мониторинг бурения». С объектов мониторинга в реальном времени передается геолого-технологическая информация (вес на крюке, нагрузка на долото) и геофизическая информация (фильтрационно-емкостные свойства и характер насыщения пласта), в пакетном режиме передачи – геологическая (поинтервальное описание пород) и производственная информация (суточная сводка по бурению). По спутниковым каналам связи данные из «Ванкорнефти» и еще двух дочерних обществ компании – «Сахалинморнефтегаз» и «Юган− скнефтегаз» – передаются в центр геологического сопровождения бурения скважин, расположенный в Москве. Центр осуществляет геологический контроль и управление проводкой скважин в реальном времени. Передовые технологии строительства объектов наземного обустройства позволили значительно сократить срок запуска месторождения. При строительстве объектов использовались технологические модули высокой степени готовности, которые позволили сократить время строительно-монтажных работ на площадке на 67% и увеличить качество изготовления модулей за счет их испытаний на заводах-изготовителях. Ванкор – уверенный лидер в области нефтедобычи Применение передовых технологий на всех этапах освоения месторождения обеспечило Ванкорскому проекту мировое лидерство, в частности по такому важному показателю, как прирост запасов на одну разведочную скважину, и позволило возглавить список из 10 лучших российских нефтедобывающих компаний по среднему дебету скважин. Созданные высокотехнологичные объекты инфраструктуры месторождения и используемые инновационные методы нефтедобычи обеспечивают возможность не только добывать в перспективе до 25,5 млн тонн нефти в год, что составляет более 5% от объема добычи нефти в России, но и поддерживать производство на этом уровне в течение нескольких лет. Ванкор занимает второе место среди двадцати самых крупных мировых нефтяных проектов 2009 года.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

фоторепортаж

Масло с предгорий Урала

Все фото – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

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

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» – предприятие топливно-масляного направления, расположено в пяти километрах от Перми. НПЗ начал работу 5 ноября 1958 г. В 1991 г. предприятие вошло в состав концерна «Лукойл». Модернизация завода прошла в 1993-1998 гг. – реконструирована коксовая установка, построена установка вакуумной дистилляции мазута, соз-

дано современное производство масел, запущены четыре линии их фасовки в мелкую тару, введен в действие комплекс природоохранных объектов. Выпускаемая продукция: автомобильные неэтилированные бензины, реактивное топливо РТ, дизельные топлива, моторные масла, битумы, коксы и др. Генеральный директор – Владимир Жуков. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» является центральным предприятием группы «Лукойл» по выпуску фасованных моторных масел

Масляный бизнес в отдельную дочернюю структуру – «ЛЛК-Интернешнл» – был выделен в ноябре 2005 года

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

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

Продукция завода поставляется в 40 стран мира

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

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

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

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

транспортировка

«Северный» и «Южный» газовые потоки

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

транспортировка

ВИП-контроль магистралей Методология диагностирования объектов магистральных нефтепроводов и продуктопроводов

Все фото– «Диаскан»

Вероника Матвеева

Комбинированный магнитно-ультразвуковой дефектоскоп ДКК

В технической политике АК «Транснефть» по обеспечению экологичности, безопасности и надежности магистральных нефтепроводов центр технической диагностики «Диаскан» занимает центральную позицию. Основой проводимых мероприятий является комплексная внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части и ремонт дефектов по ее результатам. Эффективная диагностика подобного типа ведется лишь последние 18 лет, с момента начала работы центра. Она стала адекватной заменой устаревшему классическому проведению капитального ремонта линейной части нефтепроводов со сплошной заменой труб или изоляции большими участками. В этом случае выбор участков для ремонта осуществляется на основании ограниченной информации – по данным контрольных шурфовок и результатам измерения потенциалов электрохимзащиты. На данный момент внутритрубную диагностику ЦТД «Диаскан» проводит с помощью пяти типов внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) собственного

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

производства. Они основаны на различных физических принципах неразрушающего контроля и предназначены для обнаружения и измерения дефектов разных типов: - многоканальные профилемеры используются для выявления вмятин, гофр, овальностей; - ультразвуковые дефектоскопы WM – для выявления коррозионных дефектов, рисок, расслоений, дефектов геометрии, смещений сварных швов; - магнитные дефектоскопы MFL – для выявления дефектов кольцевых сварных швов и питтинговой коррозии; - ультразвуковые дефектоскопы CD – для выявления трещиноподобных дефектов в металле трубы и сварных швах; - комбинированные дефектоскопы ДКК, в составе которых ультразвуковая секция CD+WM и магнитная секция MFL, способны за один пропуск обеспечить выявление всех типов дефектов линейной части. При этом качество информации, выдаваемой ДКК, выше, чем от трех односекционных ВИП, – за счет того, что в «комбайне» один и

тот же дефект измеряется разными методами НК. Эти методы дополняют друг друга, поэтому параметры дефектов более достоверные. Без ПО никуда Разработка внутритрубных приборов неразрывно связана с созданием программного обеспечения по интерпретации диагностической информации. Как отмечает генеральный директор компании «Диаскан» Евгений Васин, внутритрубные дефектоскопы в ходе прогонов регистрируют гигантское количество диагностической информации. Оперативная и полная обработка ее невозможна без специального программного обеспечения. От производительности и точности его работы напрямую зависят объемы внутритрубной диагностики, которые способен выполнить ЦТД «Диаскан», и качество получаемой информации. Все это требует постоянного совершенствования программного обеспечения и использования последних достижений в области компьютерных технологий.

В настоящее время данные всех разработанных «Диасканом» дефектоскопов обрабатываются программами интерпретации, созданными в отделе программного обеспечения. Это: - программные комплексы для интерпретации данных профилемеров (одноканальных и многоканальных), ультразвуковых WM и магнитных дефектоскопов (MFL, MДСКан), комбинированных диагностических комплексов ДКК; - программы совмещения данных дефектоскопов разных типов, позволяющие выявлять комбинированные дефекты, например риски или трещины во вмятинах; - программа «Эксперт-2» для анализа технического состояния трубопроводов и другие. Без этих программ сегодня невозможна работа ООИ, Уфимского филиала, а без «Эксперта-2» – отделов эксплуатации МН. Принятая в эксплуатацию в 2007 г., программа интерпретации данных комбинированного дефектоскопа ДКК создана с учетом опыта разработки и эксплуатации всех используемых в ЦТД «Диаскан» программ односекционных ВИП и одновременно представляет собой новое поколение программного обеспечения интерпретации данных. Диагностический комплекс «Комбинированный дефектоскоп» (ДКК) является комбинацией трех типов ВИП (WM + MFL + CD), конструктивно объединенных в один внутритрубный дефектоскоп. В связи с этим объем записываемой прибором информации колоссален: составляет до 220 ГБ на каждые 100 км участка МН Дн=1020 мм, причем при интерпретации необходимо одновременно работать с несколькими массивами данных. Поэтому при разработке программ обработки для диагностического комплекса «Комбинированный дефектоскоп» специалисты отдела программного обеспечения столкнулись с проблемой, что обеспечить необходимую производительность интерпретации данных ДКК невозможно без использования высокоэффективных средств их распознавания. Создание таких средств представляет собой слож-

http://gasoil.mediarama.ru

ную научно-техническую задачу. Для ее решения были использованы последние достижения в области математических методов анализа и обработки данных, распознавания образов и нейросетевых технологий, моделирования рассеивания магнитных полей и распространения ультразвуковых волн. Программа интерпретации данных ДКК позволяет совместно обрабатывать данные различных типов (WM, MFL и CD) и в настоящее время используется как платформа для создания программ интерпретации данных всех вновь разрабатываемых дефектоскопов, включая ультразвуковой дефектоскоп УСК0.2 и комбинированный магнитный дефектоскоп с продольным и поперечным намагничиванием стенки трубы. В системе компании «Транснефть» разработана и применяется в течение 18 лет методология технического диагностирования линейной части МН и МНПП. Ее основные положения в следующем. Для безопасной эксплуатации МН и МНПП необходимо обеспечить 100% выявляемость дефектов линейной части. Данная задача может быть решена только путем проведения внутритрубной диагностики с помощью ВИП высокого разрешения. Не допустить рецидива Все ВИП, применяемые и создаваемые «Диасканом», – это приборы высокого разрешения, они способны не только обнаружить дефект, но и измерить его параметры и классифицировать по типам. Это, в свою очередь, является необходимым условием для проведения расчетов на прочность и долговечность и определения для каждого дефекта предельного срока эксплуатации трубопровода и предельно допустимого давления перекачки. В соответствии с расчетной датой устранения дефектов, их расположения, определяется оптимальный метод ремонта дефектной секции нефтепровода, восстанавливающий срок эксплуатации отремонтированного участка не менее чем на 30 лет. За каждым обнаруженным дефектом ведется мониторинг на основе периодических внутритрубных инспекций с интервалом от 3 до 6 лет с тем, чтобы не допустить развитие дефектов до критических размеров и своевременно их отремонтировать. Информация обо всех обнаруженных дефектах и их ремонтах хранится и постоянно пополняется в базе данных «Дефект».

http://gasoil.mediarama.ru

«Центр технической диагностики» – дочернее предприятие АК «Транснефть». Основан 23 апреля 1991 г. в рамках государственной программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт» (Постановление Совета Министров СССР № 924 от 01.11.1989 года и Приказ Миннефтегазпрома СССР № 562 от 29.12.1989 г.). Специализация – проведение широкомасштабных работ по внутритрубной диагностике системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» (диагностика и оценка технического состояния нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, оборудования нефтеперекачивающих станций, резервуаров вертикальных стальных, экспертиза промышленной безопасности, проектирование и изготовление устройств для внутритрубной очистки и диагностики магистральных трубопроводов, проведение испытаний объектов оборудования трубопроводного транспорта и средств внутритрубной очистки и диагностики, технический надзор за строительством и эксплуатацией объектов трубопроводного транспорта и за производством продукции системы АК «Транснефть»). В декабре 2007 г. «Диаскану» переданы функции генерального подрядчика практически по всем видам технической диагностики и мониторингу объектов трубопроводного транспорта, в том числе и трубопроводной системы «Транснефтепродукта». Офис расположен в городе Луховицы Московской области. Генеральный директор – Евгений Васин. Информационно−аналитический комплекс Мониторинг технического состояния системы МН осуществляется специалистами «Диаскана» с помощью информационно-аналитического комплекса, состоящего из хранилища и прикладных сервисных программ. База данных «Дефект» является информационным ядром комплекса. В ней хранится и постоянно пополняется информация обо всех выявленных за 18 лет дефектах линейной части МН, результаты расчетов на прочность и долговечность, о выполненных и планируемых ремонтах. С помощью этой базы контролируется развитие каждого дефекта, факт проведения ремонтных работ, метод ремонта, состояние трубы после ремонта.

Еженедельно, согласно регламенту компании, база данных «Дефект» обновляется, электронные копии БД высылаются в ОАО «МН». Информационно-аналитический комплекс был бы неполным без программы «Эксперт-2», которая позволяет специалистам «Диаскана» и ОАО «МН» осуществлять просмотр, анализ и совмещение всей информации, хранящейся в БД «Дефект», – о трубах, дефектах, результатах диагностики разными типами ВИП и ремонтах. Визуализация может быть плоской, в виде развертки трубы со схематичными изображениями дефектов и ремонтных конструкций, и трехмерной, в виде объемного изображения трубопровода. Для оценки и прогнозирования несущей способности трубопро-

вода большое значение имеет степень точности измеряемых параметров дефектов. В целях определения фактических возможностей дефектоскопов по обнаружению и измерению дефектов, в «Диаскане» в 2000 году создан испытательный полигон. Он представляет собой три кольцевых трубопровода из труб диаметров 530, 720 и 1220 мм протяженностью примерно 500 м, а также полукольцо диаметром 1067 мм и три 60-метровых трубопровода диаметрами 157 мм, 219 мм и 325 мм. На трубопроводах полигона нанесено более 5000 сертифицированных реальных и искусственных дефектов различных типов с заданными параметрами. На полигоне проводятся работы по метрологической сертификации и калибровке внутритрубных приборов, по определению фактической разрешающей способности всех эксплуатируемых и новых дефектоскопов – по критериям обнаружения, классификации и измерения эталонных дефектов. На основе этих исследований: - уточняются паспортные характеристики дефектоскопов, погрешности их измерительных систем; - вносятся изменения и дополнения в нормативные документы по интерпретации. В лаборатории испытаний «Диаскана» проводятся испытания натурных труб на прочность и долговечность с дефектами разных типов, в том числе отремонтиро-

Вмятина, выявленная внутритрубным профилемером

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

транспортировка

Муфта КМТ при испытаниях на стенде

ванными различными ремонтными конструкциями. Испытания осуществляются на гидравлическом стенде при совместном нагружении внутренним давлением и изгибом на базе 10 тысяч циклов, что соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода. Всего с момента пуска стенда в эксплуатацию в августе 2000 года по настоящее время в «Диаскане» проведено более 500 испытаний натурных труб для решения трех основных видов задач с целью определения: - прочности и долговечности труб с дефектами

различных типов и размеров; - прочности и долговечности ремонтных конструкций; - несущей способности длительно эксплуатирующихся МН. На основе этих исследований был разработан ряд нормативных документов АК «Транснефть». Так, расчеты на прочность и долговечность каждого дефекта, обнаруженного при ВТД и хранящегося в БД «Дефект», выполняются на основе нормативного доку-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

мента – ОСТ 23.040.00-КТН-574-06 «Стандарт отрасли «Нефтепроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами», разработанного специалистами «Диаскана» совместно с институтами Российской Академии наук – ИМАШ РАН и ИМЕТ РАН. В основу ОСТа положены результаты широкомасштабных натурных испытаний на долговечность более 220 труб диаметром 530–1220 мм, со всеми типами дефектов и их сочетаниями, имеющимися на МН, в том числе: с рисками, коррозией, вмятинами, гофрами, с дефектами в кольцевых сварных швах, расслоениями, комбинированными дефектами типа вмятина с риской и т. д. Д р у г и м важнейшим норма-

Скребки-калибры СКК

тивным документом, действующим в системе АК «Транснефть» и реализуемым при выпуске отчетов по ВТД, является РД-23.040.00КТН-090-07 «Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов». Для разработки этого документа были обобщены результаты 90 натурных испытаний труб с дефектами, отремонтированными различными ремонтными конструкциями, на прочность и долговечность при совместном нагружении внутренним давлением и изгибом. В соответствии с РД по методам ремонта в «Диаскане» разработана программа определения методов ремонта дефектных секций, с ее помощью при выпуске отчетов производится расчет типа и геометрических параметров ремонтных конструкций. Программа работает полностью в автоматическом режиме и представляет собой систему автоматизированного проектирования. При определении метода ремонта учитывается тип и долговечность каждого дефекта, плотность дефектов, наличие близкорасположенных ранее установленных ремонтных конструкций. Вну тритрубная диа-

гностика, ввиду физических принципов, на которых она основана, может быть эффективной только при качественной очистке внутренней полости трубопровода. Этим и объясняется широкий спектр производимого «Диасканом» различного очистного оборудования всех типоразмеров. Среди них можно выделить следующие: Скребки-калибры типа СКК – для оценки минимальной величины проходного сечения трубопровода перед запуском скребков или внутритрубных приборов. Очистные магнитные скребки типа СКР3 предназначены также для удаления ферромагнитных посторонних предметов. Очистные скребки типа СКР4 со стабильным уровнем качества очистки на всем протяжении обрабатываемого участка. Поршни-разделители типа ПРВ1 предназначены для решения трех видов задач: - удаления воды из внутренней полости строящихся или реконструируемых трубопроводов после гидроиспытаний; - разделения разносортных нефтепродуктов в процессе перекачки; - освобождения нефтепроводов от нефти под давлением сжатого газа. Поршни-разделители ПРВ1 в варианте исполнения с чистящими дисками обеспечивают удаление отложений со стенок трубопровода. Устройства контроля очистки трубопровода предназначены для оценки готовности участка трубопровода к пропуску внутритрубного ультразвукового дефектоскопа после проведения мероприятий по очистке трубопровода. Типы дефектов В течение 19 лет проведения внутритрубной диагностики наиболее часто выявляемым типом дефектов является потеря металла (62%). На втором месте идут риски (12,2%), на третьем – вмятины и гофры (11,2%). Затем расслоения (в том числе с выходом на поверхность и примыкающие к швам) – 8,1%, дефекты сварных швов (несплавления, аномалии, смещения) – 6,2%, комбинированные дефекты (вмятины с рисками, смещения с непроваром и др.) – 0,2%. Наибольшую опасность для целостности нефтепроводов представляют механические повреждения – риски и комбинированные дефекты – вмятины с рисками, которые появляются при некачественном проведении строительномонтажных и ремонтных работ.

http://gasoil.mediarama.ru

Основные типы дефектов: - потеря металла – 62%; - риски – 12,2%; - вмятины и гофры – 11,2%; - расслоения (в том числе с выходом на поверхность и примыкающие к швам) – 8,1%; - дефекты сварных швов (несплавления, аномалии, смещения) – 6,2%; - комбинированные дефекты (вмятины с рисками, смещения с непроваром и др.) – 0,2%. Наибольшую опасность для целостности нефтепроводов представляют механические повреждения – риски и комбинированные дефекты – вмятины с рисками, которые появляются при некачественном проведении строительномонтажных и ремонтных работ. Мониторинг новых форм В связи со строительством новых магистральных нефтепроводов: ТС «Восточная Сибирь – Тихий океан», БТС-2 – внутритрубная диагностика применяется для контроля качества строительства. Для сваренных в нитку участков нефтепровода при пропуске ВИП в воде (или воздушной среде) проводится трехступенчатый контроль: 1) профилеметрия многоканальными профилемерами PRN – для выявления дефектов геометрии: вмятин, гофр, овальностей, различных сужений; 2) дефектоскопия ультразвуковыми ВИП WM – для выявления механических повреждений типа рисок, задиров и дефектов сборки поперечных стыков – смещений; 3) дефектоскопия магнитными ВИП МСК для выявления дефектов сварки стыков – несплавлений, аномалий поперечного шва. Дефекты, подлежащие ремонту, устраняются силами строительных организаций. Всего по ТС ВСТО приборами ПРН, WM, МСК и ДКК было обследовано 2692 км и обеспечен ввод в эксплуатацию нефтепровода ВСТО-1 от НПС «Тайшет» до НПС «Сковородино». Опыт, накопленный «Диасканом», используется при приемке в эксплуатацию и других строящихся трубопроводных систем. Проведена профилеметрия и дефектоскопия комбинированным дефектоскопом ДКК нового МН «Ванкорское месторождение» – НПС «Пурпе» общей протяженностью 588 км. Ведутся гидроиспытания и начато проведение диагностических работ на участках ТС БТС-2. Такой же подход будет применен на МН «Пурпе – Самотлор» и ТС «ВСТО-2». Для обеспечения безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов необходимо вести

http://gasoil.mediarama.ru

постоянный мониторинг не только линейной части (эта задача решена БД «Дефект»), но и всех других объектов и оборудования МН: технологических и вспомогательных трубопроводов НПС, резервуаров,механотехнологического и энергетического оборудования, средств автоматики, телемеханики и противокоррозионной защиты. С 2008 года «Диаскан» осуществляет генподрядные функции по техническому диагностированию и освидетельствованию этих объектов МН. Для их мониторинга разработана информационноаналитическая система: база данных «Оценка технического состояния линейной части магистральных трубопроводов», включающая в себя в качестве подсистем новые БД: «Технологические и вспомогательные трубопроводы», «Оборудование НПС», БД «Механо-технологического и энергетического оборудования», «Резервуары» и необходимое прикладное сервисное программное обеспечение. В эти БД заносится и постоянно пополняется вся информация о дефектах и несоответствиях НТД, получаемая от подрядных диагностических организаций, а также результаты расчетов на прочность, долговечность этих объектов, выполняемых специалистами «Диаскана». По результатам этих работ «Диаскан» выпускает «Заключения по экспертизе соответствия технического состояния участка магистрального трубопро-

вода требованиям нормативно-технических документов» с полным анализом состояния участка МН (МНПП), определением для него срока безопасной эксплуатации и выдачей требований по приведению в нормативное состояние. С помощью базы данных дефектов технологических и вспомогательных трубопроводов НПС и других трубопроводов, не подлежащих внутритрубным обследованиям,

Очистные скребки типа СКР4

специалистами «Диаскана» ведется мониторинг технологических и вспомогательных трубопроводов НПС, проводятся расчеты на прочность и долговечность, определяются методы ремонта, выпускаются сводные ежемесячные отчеты. Аналогичным образом с помощью базы данных резервуаров РВС реализована схема взаимодействия ЦТД «Диаскан» и организаций системы «Транснефть» при ведении и применении этой БД. Для резервуаров РВС специалистами «Диаскана» выполняются расчеты НДС, долговечности и выпускаются отчеты по оценке технического состояния. Ежемесячно выпускаются сводные отчеты для всех РВС, эксплуатируемых в АК «Транснефть». С помощью информации во всех пяти действующих в «Диаскане» баз данных, проводимых в них расчетов на прочность/долговечность, компания ведет постоянный мониторинг технического состояния всех объектов АК «Транснефть», определяет для них режимы безопасной эксплуатации и эффективные методы ремонта, передавая в соответствии с действующими регламентами информацию в ДАО МН и АК «Транснефть».

Достижения компании На основе технических отчетов «Диаскана» по результатам ВТД разрабатываются и реализуются комплексные программы диагностики, реконструк-

ции, выборочного и капитального ремонта МН. В 2009 году всеми видами дефектоскопов продиагностировано 47,3 тыс. км, в том числе 43,6 тыс. км – МН компании «Транснефть» и 3,7 тыс. км – МНПП компании «Транснефтепродукт». В 2010 году объемы диагностики сохранились на том же уровне. В рамках единой

концепции компания «Диаскан» выполняет полный цикл работ по проведению внутритрубной диагностики, анализу ее результатов и ведению исследовательских работ: - разрабатывает и изготавливает все виды диагностического оборудования всех типоразмеров – от 6 до 48 (профилемеры, дефектоскопы, очистные скребки, поршниразделители и др.); - проводит внутритрубную диагностику, интерпретацию диагностической информации, выпускает технические отчеты по диагностированию; - выполняет расчеты на прочность и долговечность по данным ВТД, в результате которых для каждой дефектной секции трубопровода определяет предельные сроки эксплуатации, допустимые давления перекачки и методы ремонта; - разрабатывает компьютерные программы интерпретации, расчетов на прочность и долговечность, выпуска отчетов, определения методов ремонта; - осуществляет постоянный мониторинг технического состояния МН и МНПП; - проводит экспериментальные исследования и НИОКР, на основе которых разрабатывает и совершенствует нормативные документы компании по эксплуатации, расчетам на прочность/долговечность и ремонту МН.

Устройства контроля качества очистки трубопровода типа УКО

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ ТЬ #2 2010

автоматизация

Автоматизация Крайнего Севера «Газпром добыча Ямбург» внедряет малолюдные технологии

Все фото – «Газпром добыча Ямбург»

Вероника Матвеева

УКПГ-9 Харвутинской площади Ямбургского месторождения

Компания «Газпром добыча Ям− бург» создана в 1984 году. На ее долю приходится около 10% добываемого газа в мире. Компания владеет лицензиями на разработку нескольких месторождений. С 1986 года разрабатывается Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение, с 2001 года – Заполярное. К вводу в опытную промышленную эксплуатацию готовятся Тазовское нефтегазоконденсатное месторождение и Южно- и Северо-Парусовые месторождения. Недавно компания взяла курс на автоматизацию своих предприятий. Предпосылки автоматизации В 2009 году компания добыла 178 млд кубических метров газа и свыше 1,4 млн тонн газового конденсата. Реально компания может добывать до 240 млд кубических метров газа, но в прошлом году по известным причинам планы добычи были скорректированы. В настоящее время Ямбургское месторождение находится в режиме падающей добычи, и для ее компенсации общество вводит в эксплуатацию новые месторождения и новые площади освоенных месторождений. Учитывая то, что проектный срок разработки месторождения составляет 30 лет, и из них более половины приходится на период падающей добычи, обеспечить планируемые показатели возможно только при

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

вводе в эксплуатацию новых месторождений и новых залежей, уже эксплуатируемых. Как следствие, это приведет к росту числа производственных объектов и при экстенсивном пути развития – к росту численности персонала, занятого добычей газа и газового конденсата. Проблема усугубляется тем, что новые месторождения имеют утвержденные запасы более низкие, чем такие гиганты, как Ямбург и Заполярный. По словам заместителя главного инженера по научно-технической работе и экологии компании «Газпром добыча Ямбург» Анатолия Арабского, разработка малолюдных технологий добычи газа и газоконденсата – одна из глобальных задач, которые необходимо решать компании в недалеком будущем. Это обеспечит снижение себестоимости добываемого сырья, повысит надежность функционирования все усложняющихся систем добычи газа и их техническую и экологическую безопасность. Аргументом в пользу малолюдных технологий служит тот факт, что в момент регистрации отклонения хотя бы одного технического параметра от заданного значения АСУ ТП осуществляет корректировку ввода технологических процессов. Учитывая, что УГПК имеет до 5000 регулировок, а ее объекты территориально разнесены по

http://gasoil.mediarama.ru

площади месторождения, корректировка хода технологических процессов ведется с низкой точностью и ошибками, часто определяемыми отсутствием синхронизации отдельных составляющих системы. Как следствие, некоторые объекты добычного комплекса до сих пор имеют ручное управление. Все это снижает качество подготовки газа к дальнему транспорту и режиму разработки месторождения. Именно поэтому управление технологичными процессами на УГПК с использованием АСУ ТП требует параллельного использования большого числа высококвалифицированных специалистов. Комплексное решение указанной задачи требует подхода с разных сторон, но базовым направлением на этом пути является автоматическое выведение промысла на заданный центрально-технической службой уровень добычи и его оптимальное поддержание. Именно эта задача и была поставлена в процессе проектирования и обустройства Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения. Она была дополнена задачей минимизации рисков отклонения технологических процессов от заданного режима и рядом других.

Компания «Газпром добыча Ямбург» создана в 1984 г. приказом Министерства газовой промышленности Советского Союза. До 29 января 2008 г. предприятие именовалось «Ямбурггаздобыча». 100-процентная дочерняя компания «Газпрома». Основные виды производственной деятельности – добыча газа, газового конденсата и их подготовка к транспорту, проведение геологоразведочных работ, обустройство и разработка новых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. На долю компании приходится около 10% добываемого газа в мире. Общество владеет лицензиями на разработку месторождений: Алгоритмы технологических процессов Учитывается уникальность каждого из вновь вводимых в эксплуатацию месторождений, поэтому при проектировании их обустройства закладываются индивидуальные технические решения, соответствующие уровню развития техники на конкретный текущий момент и с учетом перспективы решения будущих задач. Для решения их специалистами «Газпром добыча Ямбург» предложен комплекс алгоритмов для автоматического ведения технологических процессов: - алгоритм снижения производительности ЗПА УКПГ; - алгоритм повышения производительности ЗПА УКПГ; - алгоритм снижения производительности ЦОГ УКПГ;

- Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (разрабатывается с 1986 г.); - Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (разрабатывается с 2001 г.); - Тазовское нефтегазоконденсатное месторождение (готовится к вводу в опытную промышленную эксплуатацию, но уже обеспечивает газом близлежащие муниципальные образования); - Южно- и Северо-Парусовые месторождения (лицензия получена в 2007 г.). Генеральный директор – Олег Андреев.

- алгоритм остановки технологической нитки ЦОГ УКПГ в горячий резерв; - алгоритм повышения производительности ЦОГ УКПГ; - алгоритм запуска технологической нитки ЦОГ УКПГ из горячего резерва; - алгоритм поддержания давления на выходе с УКПГ; - анализ шлейфов ЗПА УКПГ; - алгоритм остановки технологической нитки ЦОГ УКПГ в горячий резерв или в ремонт по команде технолога; - алгоритм оптимального распределения давлений на входе в ЗПА с кустов газовых скважин промысла; - учет времени наработки аппаратов ЦОГ УКПГ; - алгоритм определения максимальных возможных расходов по шлейфам ЗПА УКПГ.

Данные алгоритмы позволяют выводить комплекс на заданную диспетчерской службой производительность с учетом текущего состояния технологических ниток подачи и подготовки газа по всей цепочке: от устья скважины до межпромыслового коллектора включительно. При этом часть алгоритмов обеспечивает автоматическую оптимизацию функционирования параллельно работающих технологических нитей. Наличие алгоритмов ручного управления среди перечисленных объясняется тем, что поскольку поставленная задача решалась впервые, они выполняют вспомогательную функцию и обеспечивают на этом этапе решение глобальной задачи – внедрение малолюдных технологий в межконтрольные функции. Общий вид УКПГ-2С

http://gasoil.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

автоматизация Алгоритм автоматической работы УКПГ запускается на установившемся режиме работы, при задании всех (граничных) условий при добыче и подготовке газа к транспорту. На УКПГ необходимо выполнить условия: - держать давление на выходе УКПГ (Ргп < Р допустимое), - держать рабочее давление в аппаратах цеха осушки газа и, соответственно, давление в коллекторе сырого газа (Pmin < Рзпа < Pmax), - контролировать расход по каждой технологической нитке в пределах заданных значений, распределять равномерно расход газа по каждой технологической нитке цеха осушки газа УКПГ (Fi тех.

нитки_min < Fi тех. нитки < Fi тех. нитки_max), держать требуемый режим работы кустов газовых скважин по расходу (Fjкгс < Fjкгс_max), - ограничивать входное давление в ЗПА с кустов газовых скважин с целью предотвращения остановки скважин куста и поддержания работы куста согласно требованиям технологического режима (PjЗПА < Pjmax), - контролировать отклонения часового расхода газа с УКПГ. Величина увеличения или уменьшения часового расхода газа УКПГ определяется из разницы заданной, то есть плановой величины расхода, с диспетчерской службы и суммы

показания расходов по каждой технологической нитке цеха осушки газа (dF = | Fзд-∑Fi тех.нитка |). Данный алгоритм является основным в процессе регулирования установки увеличения или уменьшения производительности, поддержания давления на выходе УКПГ, поддержания давления в коллекторе сырого газа и включает в себя все описанные алгоритмы. Основные регулируемые параметры, по которым происходит выполнение алгоритмов в определенной проектной документацей последовательности: - давление в коллекторе сырого газа; - давление в коллекторе сухого газа;

- текущий расход газа с УКПГ. Важной особенностью является учет временного фактора для стабилизации переходных режимов и извлечения потенциальных возможностей возбуждения автоколебаний в системе. Для этого вводится время, необходимое для стабилизации систем после выполнения каждого определенного шага алгоритма. В этом смысле разработанная система комплексного автоматического управления работой газового комплекса является квазистатической. Выполнение алгоритма было реализовано на базе единого программно-технического комплекса (ПТК) I/A Series фирмы Foxboro.

КУСТ НЕЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН оборудованный телеметрией

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

http://gasoil.mediarama.ru

Преимущества и правовое обеспечение Учет динамики процессов и повышения вывода оперативности на заданные параметры – задача на порядок более сложная. Поэтому, прежде чем приступать к ее реализации, было необходимо определиться, а на каком уровне решения всех этих задач компания находится. Именно поэтому было решено проверить охраноспособность полученных и внедренных в практику технических решений в комплексе. Как результат – весь комплекс найденных внедренных и отработанных технических решений в виде алгоритма автоматического управления газового промысла защищен патентом Российской Федерации (Патент РФ № 2 344 339).

Пульт управления - операторская УКПГ-2С

Весь комплекс автоматического управления газовым промыслом Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения является современным инновационным техническим решением. АСУ ТП, решая задачу вывода УКПГ на заданную производительность, одновременно решает и значительный комплекс вспомогательных задач. В том числе подхода технологической цепочки добычи и подготовки газа к дальнему транспорту. На следующем этапе решается вопрос снижения и повышения производительности цеха осушки газа. Данный этап совмещен с решением специальной задачи – остановки одной из технологических ниток цеха осушки газа в горячий резерв и вывода из горячего резерва. Этим самым достигается оптимизация затраты энергоресурсов на добычу и подготовку газа к дальнему транспорту. Решается задача поддержания давления на выходе с УКПГ с учетом требований по параметрам подачи газа в магистральный трубопровод и ряд других. Как следствие, уже на этом этапе удалось сократить численность обслуживающего каждый промысел персонала, что закреплено соответствующим приказом по обществу. Фактически утвержденный эффект за 2009 год превысил 7 млн рублей. Особенности характера автоматизации в условиях тундры Очевидно, что решение главной задачи – разработки и внедрения малолюдных технологий на газо-

http://gasoil.mediarama.ru

вых промыслах будущего – требует решения большого числа пока еще не решенных проблем. Но некоторые из них компании «Газпром добыча Ямбург» уже удалось решить. Примером может служить разработанный совместно с НПО «Вым− пел» комплекс телемеханических устройств куста неэлектрифицированных газовых скважин. В условиях Крайнего Севера разработка подобного комплекса – крайне важная задача. С одной стороны, высока стоимость линий электропитания, которые потребовалось бы построить в тундре. С другой стороны, экосистема тундры очень чувствительна к техногенным воздействиям. Внедрение указанного комплекса позволило решить эти и ряд других параллельных задач. В частности, для работы комплекс использует возобновляемые источники энергии, а экономический эффект от внедрения на Анерьяхинской площади Ямбурга составил 163 млн руб. Впереди планеты всей Впереди у «Газпром добыча Ямбург» строительство новых промыслов и освоение новых месторождений, и эти системы внесут свой вклад в обеспечение страны газом. Они же являются и очередным шагом в решении задачи по разработке малолюдных технологий. Параллельно компания создает принципиально новые технические и технологические разработки для решения указанной глобальной задачи, защищая их патентами. Проверка их на мировую новизну

преследует еще одну цель – проверить, на верном ли инновационном пути развития находится компания. Подтверждение охраноспособности найденных решений подтверждает предположения о том, что комплекс алгоритмов для автоматического ведения технологических процессов, о котором выше шла речь, фактически является прототипом для разработки таких информационно-управляющих систем газовых промыслов с малолюдными технологиями. Параллельно ведутся наработки по координированному управлению разнесенного в пространстве динамического объекта. Уже сейчас найден ряд принципиально новых технических и технологических решений, защищенных патентами РФ. Они практически апробированы – показали значительный экономический эффект. Патентообладателем является «Газпром добыча Ямбург», «Газпром» и ряд компаний-подрядчиков, привлекаемых для совместной реализации всех этих задач технологического и экологического направлений. Примером могут служить групповые газодинамические исследования кустовых скважин. Все разработанные решения уже сейчас представляют базу для разработки будущих информационноуправляющих систем малолюдных технологий на газовых промыслах Крайнего Севера. И особенно радует тот факт, что база эта позволяет компании обеспечить и гарантировать превышение мирового уровня.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

экология

Биотехнологии против нефтезагрязнений Man Oil Group разработала технологию переработки нефтешлама Илья Ломовцев Добыча и переработка нефти и газа неизбежно оказывают негативное воздействие на природу. По объемам суммарного загрязнения нефтегазовая промышленность стоит на третьем месте после цветной и черной металлургии, которым она уступает по объемам выбросов лишь на 10–15%. По данным статистики нефтедобывающих компаний, потери нефти при ее транспортировке и хранении достигают 2,5% от общего объема добычи. Критическими техногенными факторами для экологии являются: - разливы нефти на почву и в водоемы; - постоянное накопление нефтесодержащих отходов (нефтешламов) – источников загрязнения окружающей среды.

Все фото – Man Oil Group

Текущая ситуация На территории РФ ежегодно образуется более 3 млн тонн нефтешлама. Работающие методы утилизации не являются универсальными и, главное, не в состоянии обеспечить эффективности при обработке миллионов тонн токсичных углеводородсодержащих отходов, накопившихся за последние 30–40 лет активной нефтепереработки. Основная масса применяемых технологий направлена лишь на выделение и утилизацию товарной нефти и нефтепродуктов – «черного золота», которое становится предметом дальнейшей переработки. Нефтешлам, который остается после выделения нефти, утилизируется губительными для экологии методами. Сжигание производится при экономии на системах фильтрации, также до сих пор используется простейший метод детоксикации нефтесодержащих отходов – закапывание. Сточная вода и твердая или полужидкая масса, насыщенные химреагентами, глинами и углеводородами при использовании таких методов

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

утилизации, без очистки «отправляются» в природу. Объем существующих и вновь образующихся отходов в десятки раз превышает объем перерабатываемых отходов. Накопление и хранение нефтешламов осуществляется в наземных резервуарах открытого типа – шламовых амбарах, количество которых принимает размеры экологической катастрофы. Инновационный метод Компания Man Oil Group AG (далее – MOG) разработала свою, комплексную технологию переработки, которая обеспечивает два важных фактора: - большой процент выделения нефтепродуктов из шлама; - последующую биоремедиацию

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

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010

нефтезагрязненных отходов, обеспечивающую уничтожение продуктов утилизации с использованием бактерий, содержащихся в почве. Опыты по разработке технологии производятся в Швейцарии в научной лаборатории, затем результаты апробируются на собственных презентационноэкспериментальных базах: Пермь (Россия), Харьков (Украина), Баку (Азербайджан). Уникальность подхода MOG заключается в том, что впервые эффективные, а главное – экологически безвредные решения по борьбе с нефтяными загрязнениями всех типов собраны воедино и «упакованы» в модульный формфактор. Благодаря модульности в каждом конкретном случае при утилизации отходов подбирается необходимый комплекс мер. Сергей Серый – кандидат наук, руководитель научного департамента компании MOG: «Идеологию можно сформулировать, как Onestop-shop: переработка или утили-

зация нефтезагрязненных отходов с доочисткой до экологически приемлемого уровня без образования вторичных отходов». В настоящий момент можно выделить точки концентрации интересов компании: - биоремедиация нефтяных разливов на почве; - биоремедиация нефтяных разливов на воде; - утилизация нефтезагрязненных отходов; - очистка объектов, загрязненных нефтью и нефтепродуктами. MOG AG – одна из немногих в своем бизнес-сегменте, кто может себе позволить корректировать ход практических работ по реализации технологий переработки или утилизации нефтезагрязненных отходов в соответствии с результатами многочисленных лабораторных тестов. Таким образом, компания подбирает наиболее эффективные пути решения проблем для каждого конкретного заказчика в каждом конкретном случае.

http://gasoil.mediarama.ru

Суть процесса В основе действия комплексных технологических решений, предлагаемых фирмой MOG, лежат физические (а не химические) процессы взаимодействия инновационных продуктов NHS (Natural Hydrocarbon Solution): жидкая и твердая композиции с компонентами нефтяных загрязнений. То же самое можно сказать и в отношении блочномодульной установки UTS-11 (Universal Treatment System) по очистке нефтешламов / восстановления нефти, разработанной специально для компании MOG AG, аппаратов нанесения адсорбирующего нефть агента на водные поверхности, устройства для мойки резервуаров. Обработка нефтяного загрязнения экологически безвредным раствором NHS позволяет изолировать молекулы углеводородов для последующего отделения нефти от твердой фазы и/или биоремедиации. Порошкообразный адсорбирующий агент NHS применяется для очистки/биоремедиации воды, загрязненной нефтепродуктами. Процесс биоремедиации, предлагаемый на финальной стадии очистки нефтяных загрязнений, также не является жестко привязанным к предложенной технологии переработки. Биодеструкция должным образом обработанных отходов происходит под воздействием аборигенных факторов биоценоза – технология MOG лишь стимулирует естественный процесс биодеградации. Это открывает большие возможности по изменению или модернизации существующих решений MOG, исключая возможность разрушить технологическую цепочку. Составляющие метода Комплексный метод утилизации нефтешламов MOG заключается в использовании трех составляющих. 1. Суть физико-химической стадии заключается в обработке нефтешлама раствором NHS с изоляцией молекул углеводородов для последующего отделения нефти от твердой фазы и/или биоремедиации. Преимущества данного метода – широкий диапазон условий применения. Возможность работы с одним препаратом NHS как для локализации любых нефтяных загрязнений, переработки нефтешламов, так и для мойки загрязненных нефтепродуктами емкостей и оборудования. Обработанный раствором NHS нефтешлам сразу превра-

http://gasoil.mediarama.ru

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

щается в легкоусвояемый субстрат для микроорганизмов. Рабочий раствор токсикологически безвреден и также быстро разрушается биологическим путем. 2. Механическая стадия – это разделение эмульгированного нефтешлама на товарную нефть, жидкую и твердую фракции рабочего раствора. Здесь существует возможность восстановления из нефтешламов товарной нефти или нефтепродуктов с высоким выходом (до 97%). Возможность применения любого удобного процесса сепарации нефти, твердой и жидкой фаз рабочего раствора. Преимущества данного этапа – это высокая экологическая безвредность рабочего раствора для окружающей среды; твердая фаза сразу готова к биоремедиации. 3. Заключительным этапом является биоремедиация. На этом этапе происходит биодеструкция нефтешламов аборигенными факторами биоценоза. Облегчение и значительное ускорение природных процессов биоремедиации без внесения в рекультивируемый материал биопрепаратов на основе штаммов чужеродных углеводородокисляющих микроорганизмов. На завершающей стадии благодаря действию катализатора происходит ускорение естественных биологических процессов, которые позволяют в короткие сроки очистить окружающую среду от остаточных элементов нефтепродуктов.

Президент компании Man Oil Group AG Генадий Ман: «В процессе добычи, переработки и транспортировки в почву и воду попадают нефть и нефтепродукты, которые влияют на состояние окружающей среды. Новая технология переработки нефтешлама позволит не только избежать негативных последствий для экологии, но и восстанавливать товарную нефть с возможностью ее последующего возврата в оборот. Man Oil Group – это представитель нового поколения компаний в Европе и во всем мире, занимающихся современными экологическими технологиями, которые являются более экономически интересными, чем все остальное, что есть сегодня на рынке».

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #2 2010