Эксперт. Газ и Нефть №1-2 2011 / Expert. Gas & Oil #1-2/2011

Ежемесячный общенациональный промышленный журнал №1-2 2011

МЕДИАРАМА

1 трлн рублей в модернизацию НПЗ Кто есть кто на рынке нефтепереработки Новые компрессоры завода «Борец» Виртуальные миры фирмы Honeywell

стр. 8 стр. 12 стр. 34 стр. 36

ЛИДЕРЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ОТЧИТАЛИСЬ ЗА 2010 ГОД

содержание

8

Фото – «Лукойл-Нижневолжскнефть»

6 6

20

ДНИ РОЖДЕНИЯ НОВОСТИ ПЕРЕРАБОТКА 1 трлн рублей в модернизацию НПЗ Как российские НПЗ выполняют распоряжение премьер-министра РФ Владимира Путина о выпуске качественного топлива

12

КТО ЕСТЬ КТО Главные переработчики Руководители российских нефтеперерабатывающих заводов Фото – Александр Широких

16

ОПРОС Нефтяники отчитались Итоги 2010 года и прогнозы на текущий год компаний нефтегазового сектора России

20

ДОБЫЧА «Лукойл» укрепляет позиции на Каспийском море В 2010 году была получена первая нефть с Каспийского месторождения им. Корчагина

22

«Газфлот» покоряет Арктику До 2014 года на континентальных шельфах России «Газфлот» пробурит еще 15 поисковых и разведочных скважин

24

ФОТОРЕПОРТАЖ

24

Стыки в полевых условиях

Фото – «Борец»

Система WehoCoat-Borcoat для нанесения покрытия на стыки в полевых условиях на примере финского проекта Gasum

28

ОБОРУДОВАНИЕ «Наш сегмент – сложные инновационные решения» Интервью с начальником механообрабатывающего производства компании «Новомет-Пермь» Сергеем Жемчуговым

34

От юга до севера Компрессорные установки завода «Борец» используют все вертикально-интегрированные нефтяные компании России и не только

36

АВТОМАТИЗАЦИЯ Виртуальные миры Honeywell Интервью с главным техническим советником по региону EMEA и руководителем бельгийского отделения Honeywell Process Solutions Жан-Мари Алье (Jean-Marie Alliet)

РЕДАКЦИЯ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Эдуард Чумаков ГЛАВА НАБЛЮДАТЕЛЬНОГО СОВЕТА Валерий Язев РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА Александр Широких ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Мария Винникова ЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРА Екатерина Брызгалова ОБОЗРЕВАТЕЛЬ Зинаида Сацкая

КОРРЕСПОНДЕНТЫ Сергей Анисимов Валерия Лапина Дмитрий Малянов Светлана Фегина Людмила Ягуткина ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «Лукойл-Нижневолжскнефть» КОРРЕКТОР Маргарита Соколова ВЕРСТКА Максим Гончаров ХУДОЖНИК Софья Евстигнеева КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБА Андрей Кан

34

Александр Левин Светлана Петрова Алексей Ярыгин (руководитель) СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ Светлана Мироненко 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: www.mediarama.ru АДРЕС РЕДАКЦИИ 142784, Московская область, Ленинский район, бизнес-парк «Румянцево», офис 315в. Тел.: (495) 989-6657.

E-mail: satskaya@expert.ru. © «Эксперт. Газ и Нефть». Цена свободная. Тираж – 5 000 экземпляров. Подписано в печать 25.2.2010. Отпечатано в типографии «Домино Print New».

дни рождения / новости АПРЕЛЬ 2 Камиль АХМАДУЛЛИН, генеральный директор компании «Уралтранснефтепродукт» Евгений ЧЕРНИКОВ, генеральный директор компании «Стройнефтегаз» 4 Владимир БОЛОТОВ, генеральный директор компании «Надымстройгаздобыча» 5 Александр АДАМ, начальник департамента природных ресурсов и охраны окружающей среды Томской области Альберт АХМЕТШИН, генеральный директор компании «Башкиргаз» Леонид ФЕДУН, вице-президент – начальник главного управления стратегического развития и инвестиционного анализа компании «Лукойл» 6 Виктор БЕРДЮГИН, генеральный директор компании «Курганрегионгаз» Рузиль ТАХАУВ, генеральный директор компании «Верхневолжские магистральные нефтепроводы «Верхневолжскнефтепровод» 8 Анатолий ЛЕДОВСКИХ, руководитель Федерального агентства по недропользованию

14 Валерий БРОВКИН, генеральный директор компании «Яррегионгаз» Ринат ХАНБИКОВ, генеральный директор компании «Татгазинвест»

15 Владимир ДМИТРУК, генеральный директор компании «Газпром подземремонт Уренгой» 16 Вадим ВОРОБЬЕВ, вице-президент – начальник главного управления координации сбыта нефтепродуктов в России компании «Лукойл» 19 Игорь ЩЕГОЛЕВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Нижний Новгород» Александр БЕРМАН, генеральный директор компании «Оренбургнефть» Андрей КОВАЛЕНКО, вицепрезидент по экономике и финансам компании «НГК «Славнефть» 21 Олег СТЕПАНЕНКО, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Самара»

Ожидается рост экспортных цен на газ Минэкономразвития РФ ожидает роста экспортных цен на газ в ближайшие четыре года до $383 за тыс. м3 (прогноз «Газпром» на этот год – $352 за тыс. м3). Также ожидается существенное увеличение чистого экспорта газа из РФ в Европу – дополнительно 40 млрд м3 к текущему уровню.

15 лет на Сахалине – перспективы развития нефтегазового сектора на Дальнем Востоке 27–29 сентября 2011 года в Южно-Сахалинске пройдет 15-ая Международная конференция «Нефть и газ Сахалина – 2011». Организатор – Институт Адама Смита. Мероприятие проходит при официальной поддержке Правительства Сахалинской области. Темы: как трансформируется глобальная энергетическая система после событий за последние 12 месяцев (цунами и авария на АЭС в Японии, трагедия в Мексиканском заливе, события на Ближнем Востоке и Северной Африке, а также динамика развития рынков альтернативных источников газа)? Как будет идти развитие атомной энергетики в мире и как это скажется на нефтегазовой индустрии в целом? Будущие источники энергии. Каковы последствия и перспективы для нефтегазовой индустрии Сахалина? Проведет ли Правительство в жизнь предлагаемые изменения в закон об инвестициях в стратегические отрасли и т. д.

На Ванкоре добыта 20-миллионная тонна 6 апреля из Ванкорского нефтегазового месторождения в Красноярском крае извлечена 20-миллионная с начала добычи тонна нефти. В настоящее время здесь добывается 39 тыс. тонн сырья в сутки. В 2011 году будет добыто 14,8 млн тонн нефти. В текущем году на месторождении запланирован ввод в эксплуатацию пяти новых кустовых площадок, на которых сейчас ведутся строительно-монтажные и пусконаладочные работы. Фонд нефтедобывающих скважин к концу года достигнет 166 единиц. Сегодня на Ванкорском месторождении применяется кустовое бурение скважин, большая часть которых имеет горизонтальное окончание с протяженностью горизонтальных участков до 1,2 тыс. м. Разработку Ванкорского месторождения ведет дочернее добывающее предприятие «Роснефти» – компания «Ванкорнефть». Запасы оцениваются в 524 млн тонн нефти и газового конденсата, а также в 106 млрд кубометров газа. Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в августе 2009 года. Транспортировка нефти осуществляется по магистральному нефтепроводу Ванкор – Пурпе протяженностью 556 км. На пике добычи из недр месторождения будет извлекаться 25,5 млн тонн нефти в год.

22 Евгений АБРАМОВ, генеральный директор «ТКГ-4»

9 Александр ГРУБМАН, генеральный директор компании «СеверстальРесурс»

11 Владимир АЗБУКИН, заместитель министра энергетики РФ Азат ШАМСУАРОВ, вице-президент компании «Лукойл»

12 Олег ЧЕПУРНОЙ, генеральный директор компании «Транссибирские магистральные нефтепроводы «Транссибнефть» 13 Ризо ТУРСУНОВ, вице-президент компании «Роснефть»

6

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

Владимир ЗЯЗИН, генеральный директор компании «Лукойл – Волгограднефтепереработка» 23 Кирилл СЕЛЕЗНЕВ, генеральный директор компании «Межрегионгаз»

28 Лариса УДАЛОВА, генеральный директор компании «Орелрегионгаз»

Роснедра выставляют на продажу актив в ХМАО Роснедра готовят к продаже Имилорское месторождение в ХМАО. Актив включает три участка: Имилорский, Западно-Имилорский и Источное с суммарными запасами в 193 млн тонн нефти (по категориям С1 + С2), что больше чем на месторождениях им. Требса и Титова (140 млн тонн). Первоначальная цена может составить 17–18 млрд руб. С учетом того, что ХМАО обладает более развитой инфраструктурой и высокой степенью геологической изученности, стартовые условия выглядят достаточно привлекательно, а значит, за актив может развернуться борьба между компаниями. Главным риском проекта являются сложные горно-геологические условия (участки относятся к Ачимовской толще) и, как следствие, ожидаемые высокие затраты. Актив может представлять интерес для всех крупных компаний, работающих в ХМАО («Роснефть», «Лукойл», «ТНК-BP», «Сургут», «Газпром нефть»). Особый интерес может быть у «Газпром нефти», которая намерена удвоить добычу до 100 млн тонн н. э. в год, и у «Лукойл» (падающая примерно на 5% в год добыча требует компенсации, кроме того, рядом с Имилором расположено Тевлинско-Русскинское месторождение компании). Если запасы подтвердятся, то годовая добыча на Имилоре может составить 9–11 млн тонн в год. www.mediarama.ru

переработка

1 трлн рублей в модернизацию НПЗ Как российские НПЗ выполняют распоряжение премьер-министра РФ Владимира Путина о выпуске качественного топлива Екатерина Брызгалова, Валерия Лапина

8

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

го государственного подхода к развитию отечественной нефтехимии позволит преодолеть хроническое отставание отрасли и превратить нефтехимию в один из ведущих локомотивов российской экономики», – подчеркнул он. «Славнефть−Янос», Ярославль С конца 1990-х годов на заводе «Славнефть−Янос» (НовоЯрославский нефтеперерабатывающий завод) реализуется широкомасштабная программа реконструкции и модернизации производственных мощностей. За этот период на заводе реконструировано и возведено 17 крупных промышленных объектов, в том числе построен современный комплекс глубокой переработки нефти, включающий технологические установки гидрокрекинга, висбрекинга и каталитического риформинга. В 2010 году в рамках программы модернизации производственных мощностей на «Славнефть-Янос» была построена и пущена в эксплуатацию современная установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ мощностью 4 млн тонн в год. Ее запуск дал возможность вывести из эксплуатации устаревшие установки первичной переработки нефти. В период с 2000 года по 2010 год в техническое перевооружение завода было инвестировано около $1,5 млрд. В 2011 году «Славнефть-Янос» продолжит реализацию широкомасштабной программы реконструкции и модернизации производственных мощностей. Общий объем инвестиций в капитальное строительство и техническое перевооружение завода в указанный период составит 8,142 млрд рублей. До конца 2011 года на предприятии намечено ввести в эксплуатацию установки изомеризации фракции С5-С6 «Изомалк» и гидроочистки бензина каталитического крекинга. Кроме того, в текущем году «Славнефть-Янос» планирует завершить проектирование и приступить к строительству установки гидроочистки дизельного топлива (предполагаемый срок ввода в эксплуатацию – 2013 год),

а также выполнить работу по подготовке проектной документации на реконструкцию установок «бензинового пула»: каталитического крекинга 1А-1М, алкилации, МТБЭ (проект рассчитан до июня 2014 года). Это позволит увеличить объем выпуска высокооктановых бензинов, улучшить качество их фракционного состава, своевременно выполнять постепенно повышающиеся требования российского технического регламента, предъявляемые к автомобильным топливам.

«Лукойл» Масштабные инвестиции в модернизацию четырех НПЗ компании «Лукойл» в России позволили поэтапно, с 2006 по 2009 год перейти на выпуск автомобильных бензинов стандарта Евро-3. С 2005 по 2008 год заводы «Лукойла» наладили производство дизельного топлива Евро-4 и Евро-5. С сентября 2010 года дизтопливо 5-го класса реализуется на фирменных АЗС компании в России. В то же время современные реалии заставили «Лукойл» пере-

До 2015 года на развитие своих НПЗ «Роснефть» потратит 301,6 млрд руб., «Лукойл» – более 200 млрд руб., «Газпром нефть» – около 60 млрд руб, «Славнефть» – 101,5 млрд руб., «Сургутнефтегаз» – 262 млрд руб., «Башнефть» – 31,4 млрд руб., «Газпром» – 44,6 млрд руб.

Фото – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

Как сообщил директор департамента переработки нефти и газа Минэнерго РФ Петр Дегтярев на конференции «Практика и потенциал использования продукции отечественного машиностроения и российской нефтехимии», российские компании до 2015 года выделят на развитие своих НПЗ почти 1,5 трлн рублей. «Роснефть» потратит на это 301,6 млрд рублей, «Лукойл» – более 200 млрд рублей, «Газпром нефть» – около 60 млрд рублей, «Славнефть» – 101,5 млрд рублей, «Сургутнефтегаз» – 262 млрд рублей, «Башнефть» – 31,4 млрд рублей, «Газпром» – 44,6 млрд рублей. «Чем дальше мы движемся к конечной продукции, тем более высокотехнологичными становятся процессы, тем больше требуется знаний и технологий, которыми российские машиностроители не располагают», – отметил Петр Дегтярев. Основными целями развития нефтеперерабатывающей отрасли являются: развитие инфраструктуры транспорта нефтепродуктов; инновационное обновление отрасли, направленное на повышение энергетической, экономической и экологической эффективности ее функционирования; бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего спроса на нефтепродукты при обеспечении мирового спроса; увеличение производства нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью и более высокими качественными характеристиками – достижение европейского технологического уровня глубины переработки нефтяного сырья на отечественных НПЗ (до 87–90%) в целях обеспечения стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета страны. Петр Дегтярев заявил, что к 2015 году должно быть увеличено производство бензинов и дизельного топлива улучшенных классов качества согласно техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» в РФ. «Только реализация системно-

www.mediarama.ru

смотреть концепцию развития своего нефтеперерабатывающего комплекса. В частности, были приостановлены проекты по увеличению первичной переработки нефти. Приоритетными стали направления по углублению переработки, увеличению конверсионных процессов, повышению энергоэффективности, а также ускорению окупаемости. Одним из таких проектов является комплекс каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ, введенный в эксплуатацию в декабре 2010 года. За последнее время это самый крупный в РФ проект без привлечения госфинансирования. Объем инвестиций составил 30,3 млрд рублей. Комплекс, в частности, позволит обеспечить производство автомобильных бензинов Евро-4 и Евро5 уже в 2011 году. Содержание ароматики в новом топливе составит не более 35%, содержание

www.mediarama.ru

серы – не более 10 ppm. Такой бензин сможет обеспечить так называемый «чистый выхлоп» – т. е. свести к минимуму содержание в выхлопных газах оксидов серы и продуктов неполного сгорания ароматических углеводородов, в т. ч. наиболее канцерогенного и мутагенного вещества – бензпирена. Углубление переработки нефти на Нижегородском НПЗ продолжится. В перспективе на заводе запланировано строительство комплекса гидрокрекинга остатков мощностью 2,2 млн тонн в год, а также комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 1,9 млн тонн в год. Из реализованных проектов на Нижегородском НПЗ: в 2006 году введена установка изомеризации бензинов проектной мощностью 440 тыс. тонн в год, что позволило начать выпуск бензинов по стандарту Евро-3. Завершена модерни-

зация атмосферного блока АВТ-6, мощность установки увеличена до 9 млн тонн в год. Проведена реконструкция установок гидроочистки, это снизило содержание серы во всем производимом дизельном топливе до 50 ppm (Евро-4) и позволило начать выпуск дизельного топлива с содержанием серы менее 10 ppm (Евро-5). В 2007 году завершен основной объем работ в рамках строительства установки висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн тонн в год. В 2008 году введена в эксплуатацию установка висбрекинга гудрона. Завод перешел на 100%-ное производство высокооктановых автомобильных бензинов по спецификации Евро-3. В 2009 году налажено производство автомобильного бензина ЭКТО-98. Организована раздельная отгрузка прямогонного и крекингового мазутов. Построен комплекс каталитического крекинга.

На Волгоградском НПЗ запланировано строительство комплекса гидрокрекинга и каталитического крекинга вакуумного газойля мощностью 3,5 млн тонн в год. Комплекс позволит прекратить производство вакуумного газойля и высокосернистого мазута. Вместо этих продуктов завод увеличит выпуск автомобильных бензинов на 0,9 млн тонн в год и дизельного топлива на 2,4 млн тонн в год. Все моторные топлива будут соответствовать стандарту Евро-5. Более того, завод «Лукойл» в Волгограде перейдет на производство базовых масел улучшенного качества (высокоиндексные базовые масла гр. III по API). Стоит напомнить, что на Волгоградском НПЗ в 2005 году введена в строй первая очередь установки прокалки кокса мощностью 100 тыс. тонн в год, что позволило производить прокаленный кокс высокого качества. В 2006 году построена установка каталитического риформинга мощностью 1 млн тонн/год, что увеличило выход высокооктанового бензина. В 2007 году введена в эксплуатацию установка изомеризации мощностью по продукции 370 тыс. тонн/ год, что дало возможность производить 100% высокооктановых бензинов по стандарту Евро-3. В 2008 году произведена замена каталитической системы установки гидроочистки дизельного топлива на катализатор нового поколения. Началось производство дизельных топлив, соответствующих стандарту Евро-4. Завершена реконструкция вакуумного блока установки АВТ-6, это восстановило 100%-ную загрузку мощности первичной переработки нефти, выработку вакуумного газойля, гудрона, снизило выработку мазута и загрузило вторичные процессы переработки нефти. В 2009 году начато производство дизельного топлива «Экто». Проведена реконструкция и пущена в эксплуатацию установка гидроочистки керосина для переработки бензиновой фракции установок замедленного коксования. Введены в эксплуатацию установка производства инертного газа и установка рекуперации паров на наливной эстакаде. На заводе «Лукойл» в Перми (Пермский НПЗ) в 2011 году началась реконструкция, нацеленная на внедрение безмазутной переработки нефти. Проект предусматривает строительство комплекса по переработке нефтяных остатков (замедленного коксования гудрона) мощностью 1,6 млн тонн в год и комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля мощно-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

9

переработка Налоговые отчисления возрастут на 15 млрд рублей в год. Будет создано 965 новых рабочих мест. В 2005 году начато производство дизельного топлива с содержанием серы 50 и 10 ppm. Введен в строй блок «Рикавери-плас» для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, текущая мощность которой составляет 250 тыс. тонн арктического топлива в год. В 2006 году построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов мощностью 4 млн тонн в год. Завершено техническое перевооружение установки каталитического риформинга, мощность которой увеличена с 300 до 380 тыс. тонн в год. В 2007 году пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. тонн в год, что позволило повысить глубину переработки, сократить выпуск мазута и увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году было завершено создание единой операторной на базе установки висбрекинга. Введена в эксплуатацию установка изомеризации для получения автомобильных бензинов, соответствующих требованиям стандарта Евро-3. Инвестиции в строительство блока составили около $400 млн.

стью 1,8 млн тонн в год. В результате глубина переработки нефти вырастет с 86% до 98%, выработка дизельного топлива увеличится на 1 млн тонн в год, высокооктанового автомобильного бензина – также на 1 млн тонн в год. Все моторные топлива будут соответствовать стандарту Евро-5. Ранее, в 2004 году, на предприятии был введен комплекс глубокой переработки нефти для гидроочистки и гидрокрекинга смеси вакуумных дистиллятов и вторичных компонентов. В состав комплекса входит свыше 20 технологических объектов. Стоимость строительства составила более 11 млрд рублей. В 2005 году реконструирован вакуумный блок установки АВТ-4, что обеспечило получение дополнительного ресурса вакуумного газойля в 240 тыс. тонн в год. Введен узел подачи присадок в дизтопливо на установке гидродеароматизации, что обеспечило соответствие всего произведенного дизтоплива европейскому стандарту EN-590. В 2007 году введена установка изомеризации с блоком гидроочистки мощностью по продукции 450 тыс. тонн в год. Это позволило сократить долю покупных высокооктановых добавок, увеличить

«Газпром нефть» Всего у «Газпром нефти» два НПЗ – Омский НПЗ и Московский НПЗ. До недавнего времени акционером Московского НПЗ было Правительство Москвы, которое владело долей в заводе через компанию Sibir Energy, однако в феврале московское Правительство вышло из состава акционеров Sibir Energy. Омский НПЗ Омский НПЗ принял среднесрочную инвестиционную программу. В 2011 году объем ее финансирования составит порядка 19 млрд рублей. Программа направлена на модернизацию производственных мощностей ОНПЗ и повышение уровня экологической и промышленной безопасности предприятия. Одним из главных проектов, реализуемых в рамках инвестпрограммы, является возведение комплекса гидроочистки дизельных топлив и бензина каталитического крекинга. Комплекс будет производить дизельное топливо и бензин классов 4 и 5. Проектная мощность установки гидроочистки бензина каталитического крекинга – 1,2 млн тонн в год, установки гидроочистки дизтоплив – 3 млн тонн. Кроме того, в 2011 году будет проведена реконструкция комплекса КТ-1/1 производства глубокой

Фото – «Газпром нефть»

Основные цели развития нефтеперерабатывающей отрасли: развитие инфраструктуры транспорта нефтепродуктов; инновационное обновление отрасли; удовлетворение внутреннего спроса на нефтепродукты; увеличение производства нефтепродуктов высокого качества

10

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

объем выпуска бензинов по стандартам Евро-3 и Евро-4. За счет реконструкции ректификационных колонн на установках АВТ мощность НПЗ была увеличена до 12,4 млн тонн в год. Также были запущены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада точечного налива светлых нефтепродуктов. В 2008 году был введен в эксплуатацию новый комплекс смешения, затаривания, хранения и отгрузки фасованных масел. Налажен выпуск более 250 тыс. тонн в месяц дизельных топлив в соответствии с требованиями стандарта Евро-5 (сера 10 ppm). Мощность установки замедленного коксования увеличена на 6% по сырью до 1 млн тонн в год. В 2009 году был увеличен на 13% выпуск дизельного топлива с содержанием серы не более 0,001%. Налажено производство дизельного топлива стандарта Евро-5. На Ухтинском НПЗ также запланировано строительство комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 2,0 млн тонн в год. В ближайшие пять лет в целом по российским НПЗ группы «Лукойл» инвестиции составят 170 млрд рублей, прирост производства автобензинов – 2,7 млн тонн в год, дизтоплива – 6,9 млн тонн в год.

переработки нефти и алкилирования бензинов, что позволит существенно повысить качество выпускаемой продукции, увеличить производительность технологической установки. Среди проектов, направленных на повышение уровня промышленной и экологической безопасности на предприятии, основными являются модернизация азотнокислородной станции, строительство нового парка для темных нефтепродуктов, парка для сырья на производстве битумов и кокса, парка сжиженных углеводородных газов, парка серной кислоты и парка щелочи, реконструкция хозяйственных стоков на очистных сооружениях. Главная цель реализации среднесрочной инвестиционной программы – улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки нефти, расширение ассортимента высокооктановых бензинов, дизельных топлив, кокса, современных битумных материалов, продуктов нефтехимии. Московский НПЗ Проект реконструкции и модернизации Московского НПЗ был одобрен Правительством Москвы и руководством «Газпром нефти» в апреле 2009 года. Программа предполагает реконструкцию существующих и строительство новых перерабатывающих мощностей, повышение безопасности технологических процессов, реализацию экологических проектов на предприятии. В целом в программу модернизации завода будет инвестировано более 56 млрд рублей. Масштабная программа модернизации предприятия, которая рассчитана до 2020 года, началась с установки изомеризации легкой нафты. Установка изомеризации легкой нафты будет производить компонент автобензина с октановым числом до 90,5 пунктов. Планируется, что она будет введена в эксплуатацию в 2012 году. Мощность установки составит 650 тыс. тонн в год. Начало строительства установки изомеризации легкой нафты – значимый шаг в достижении одной из ключевых задач процесса модернизации Московского НПЗ – перехода к производству автобензинов классов 4 и 5. «Газпром нефть» реализует масштабный проект, который позволит Московскому нефтеперерабатывающему заводу стать одним из самых эффективных предприятий в отрасли и сохранить лидирующие позиции на динамично развивающемся рынке центрального региона.

www.mediarama.ru

кто есть кто

Главные переработчики Руководители российских нефтеперерабатывающих заводов Валерия Лапина

«Газпром добыча Краснодар»

Киришский НПЗ

Генеральный директор Михаил Гейхман Родился в 1953 г. в городе Хадыженск (Краснодарский край). В 1975 г. окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности по специальности «автоматика и телемеханика». В 1983 г. получил вторую специальность – «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Кандидат технических наук. В газовой отрасли работает с 1975 г. В 1999 г. был назначен заместителем начальника управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) департамента по добыче и переработке газа, газового конденсата, нефти компании «Газпром». В 2007 г. назначен генеральным директором компании «Кубаньгазпром».

Генеральный директор Вадим Сомов Родился 22 мая 1951 г. Окончил химико-технологический факультет Московского института нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина по специальности «технология переработки нефти и газа». Окончив институт, в 1975 г. пришел на Киришский НПЗ, где работал последовательно оператором, начальником технологической установки, заместителем начальника цеха, затем начальником цеха и начальником планово-экономического отдела. С 31 мая 1994 г. и по настоящее время – генеральный директор производственного объединения «Киришинефтеоргсинтез» («Кинеф»). В настоящее время реализует стратегически важный проект компании «Сургутнефтегаз» по строительству комплекса глубокой переработки нефти.

Куйбышевский НПЗ

«Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез»

Генеральный директор Александр Карпяк Родился 10 февраля 1950 г. в станице Красноармейская Краснодарского края, в рабочей семье. По окончании средней школы поступил в ГПТУ в городе Коммунарске Луганской области. Получил специальность строителя-монтажника. Трудовую деятельность начал в Кривом Роге в строительно-монтажном управлении № 130 на строительстве горно-обогатительного комбината. Служил в рядах Советской армии в частях ПВО в городе Ейске Краснодарского края. В 1972 г. пришел работать на Куйбышевский НПЗ слесарем контрольно-измерительных приборов. В 1981 г. с отличием окончил вечернее отделение Куйбышевского нефтетехнологического техникума. В 1987 г. с отличием окончил факультет химии и переработки нефти Куйбышевского политехнического института. В 1994 г. окончил Всесоюзный заочный финансово-экономический институт по специальности «экономика и управление производством». Прошел на «КНПЗ» все ступени профессионального мастерства. Работал в должностях оператора технологической установки, начальника технологической установки, начальника цеха № 4, заместителя технического директора, технического директора. В 1999 г. назначен на должность генерального директора Херсонского НПЗ. В 2001 г. назначен заместителем генерального директора Сызранского НПЗ. С 2002 г. по настоящее время – генеральный директор Куйбышевского нефтеперерабатывающего завода (НК «Роснефть»).

Генеральный директор Алексей Коваленко Родился 14 августа 1967 г. в Перми. В 1992 г. окончил Пермский политехнический институт по специальности «химическая технология углеродных материалов и топлива». В «ЛукойлПермнефтеоргсинтез» работал оператором установки каталитического риформинга, начальником установки АВТ-1, главным технологом-начальником техотдела комплекса глубокой переработки нефти. В 1998–2006 гг. работал в «ЛукойлНижегороднефтеоргсинтез»: заместитель главного технолога, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора – начальник производства глубокой переработки нефти. В 2006 г. назначен генеральным директором компании «Лукойл-Одесский НПЗ». С 1 февраля 2011 г. по настоящее время – генеральный директор компании «ЛукойлНижегороднефтеоргсинтез».

12

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

www.mediarama.ru

кто есть кто

«Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» «Салаватнефтеоргсинтез» Генеральный директор Владимир Жуков Родился в 1955 г. в Перми. Окончил Пермский политехнический институт по специальности «технология нефти и газа». Работает на предприятии c 1977 г. Прошел путь от оператора технологической установки до генерального директора. Занимал должности начальника технологической установки, заместителя начальника цеха, начальника цеха, главного инженера нефтеперерабатывающего завода, директора завода по производству масел, заместителя генерального директора по производству. В сентябре 2003 г. назначен на должность генерального директора компании «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». При непосредственном участии Владимира Жукова осуществлена реконструкция многих технологических установок предприятия, что позволило увеличить производство высококачественной продукции. Благодаря инициативе Владимира Жукова на предприятии организовано современное производство фасованных моторных масел. Большой вклад он также внес в строительство уникального комплекса глубокой переработки нефти. С пуском комплекса в сентябре 2004 г. на предприятии значительно выросла глубина переработки нефти (достигает 93%), налажен выпуск дизельного топлива, соответствующего европейским экологическим нормам Евро-4 и Евро-5.

Новокуйбышевский НПЗ Генеральный директор Андрей Олтырев Родился 11 сентября 1963 г. в городе Новокуйбышевске. Потомственный нефтепереработчик. После окончания Ку й б ы ш е в с к о г о политехнического института в 1985 г. пришел на Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод. Прошел путь от оператора технологических установок до технического директора, затем генерального директора. Под его непосредственным руководством разработана и внедряется программа технического развития предприятия, направленная на увеличение рентабельности переработки нефти путем поэтапного улучшения качества товарной продукции и увеличения глубины переработки нефти до оптимального уровня.

14

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

Председатель правления, генеральный директор Дамир Шавалеев Родился 10 октября 1975 г. в городе Салават республики Башкортостан. В 1998 г. окончил Уфимский государственный нефтяной технический университет по специальности «машины и аппараты химических производств и предприятий строительных материалов», присвоена квалификация инженера-механика. В 2002 г. окончил Санкт-Петербургский государственный университет по специальности «финансы и кредит», присвоена квалификация экономиста. В 2003–2005 гг. – руководитель дирекции полимеров, каучуков и химволокон компании «АК «Сибур». С 2005 г. – генеральный директор компании «Салаватнефтеоргсинтез».

Саратовский нефтеперерабатывающий завод Генеральный директор Александр Романов Родился 5 июня 1971 г. в деревне Леонтьево Любимского района Ярославской области. В 1993 г. окончил Ярославский политехнический институт, специальность «инженер-химиктехнолог». В 2000 г. окончил Всероссийский заочный финансовоэкономический институт, специальность: «бухгалтерский учет и аудит». В 1993–1996 гг. – оператор технологических установок компании «Ярославнефтеоргсинтез», одновременно учился. В 1996–1997 гг. – заместитель начальника установки Л-35/6. В 1997– 1998 гг. – начальник установки Л-35/6. В 1998–2001 гг. – заместитель начальника каталитического производства. В 2001–2003 гг. – начальник цеха № 5. В 2003 г. – главный технолог, главный технолог-начальник ОГТ Ярославского завода РТИ. Компания «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез»: в 2003–2004 гг. – заместитель начальника производства КМ-2 по технологическим процессам; в 2004–2006 гг. – начальник цеха № 4; в 2006 г. – начальник цеха № 9; в 2006–2007 гг. – главный инженер службы директора по капстроительству; в 2007–2008 гг. – заместитель главного инженера по газовым процессам и КМ-2; в 2008 г. – менеджер проекта службы директора по капстроительству. В 2008–2009 гг. – заместитель директора по капитальному строительству комплекса глубокой переработки тяжелых остатков компании «Таиф-НК». С 2010 г. – генеральный директор компании «Саратовский НПЗ».

«Cлавнефть-Янос» (Ярославль) Генеральный директор Александр Князьков Родился 22 октября 1962 г. в Ярославле. Окончил Ярославский политехнический институт по специальности «технология основного органического и нефтехимического синтеза». С 1 августа 1985 г. работает в компании «Cлавнефть-Янос», где прошел трудовой путь от оператора технологической установки, начальника установки и начальника цеха до главного инженера и технического директора завода. Со 2 мая 2006 г. занимает должность главного исполнительного директора. В настоящее время – генеральный директор предприятия.

«ЯТЭК» (Кысыл-Сыр, Республика Саха, Якутия) Генеральный директор Игорь Демидов Родился 25 ноября 1962 г. В 1985 г. окончил Московский институт химического машиностроения по специальности «инженермеханик», в 1995 г. – Всесоюзную академию внешней торговли по специальности «экономист-международник». В 2008 г. защитил диссертацию в Российской академии государственной службы при Президенте Российской Федерации по теме: «Административно-правовое регулирование экономических отношений в Российской Федерации (на примере топливноэнергетического комплекса)». Кандидат юридических наук. Обладает более чем 25-летним опытом работы в нефтехимической отрасли. Начинал карьеру в 1985 г. в компании «Коксохиммонтаж» Минмонтажспецстроя СССР. В 1997–2000 гг. занимал должность заместителя директора департамента материально-технических ресурсов нефтяной компании «Сиданко». В 2000 г. был приглашен на пост вице-президента «Московской нефтяной компании». В 2007 г. возглавил компанию «НРК-Ойл». С середины 2010 г. занимает пост заместителя генерального директора по стратегическому развитию компании «ЯТЭК» (ранее – компания «Якутгазпром»).

www.mediarama.ru

опрос

Нефтяники отчитались Итоги 2010 года и прогнозы на текущий год компаний нефтегазового сектора России Екатерина Брызгалова, Валерия Лапина 1. Итоги 2010 года для компании. Насколько в 2010 году изменилась ситуация на рынке по сравнению с 2009 годом?

2. Прогноз на 2011 год для компании.

16

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

2. Среди основных задач на 2011 год и ближайшую перспективу совет директоров «Лукойл», в частности, определил следующие: обеспечение полной компенсации добычи углеводородов приростом запасов, максимальное вовлечение запасов в разработку; дальнейшее освоение открытых месторождений на шельфе Каспийского моря; выполнение в полном объеме контрактных условий и обязательств по освоению месторождения Западная Курна-2 в Ираке и продолжение геологоразведочных работ на глубоководном шельфе Западной Африки; реализация «Программы утилизации попутного нефтяного газа»; продолжение модернизации НПЗ компании в целях соблюдения требований техрегламентов и повышения качества продукции; повышение эффективности и улучшение конкурентных показателей НПЗ, разработанных на основе исследований Solomon Associates; укрепление позиций

компании в приоритетных регионах, а также выход на новые рынки сбыта нефтепродуктов; развитие и внедрение в производство современных научно-технических разработок; обеспечение высокого уровня промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл» о компании «Нарьянмарнефтегаз» (Нарьян−Мар): 1. В 2010 году компания «Нарьянмарнефтегаз» отметила пятилетний юбилей с момента создания «Лукойл» и «КонокоФиллипс» совместного предприятия. По итогам 2010 года объем добычи нефти «Нарьянмарнефтегаз» составил более 7,44 млн тонн, попутного газа – 815,6 млн м3, объем глубокого бурения на лицензионных участках «Нарьянмарнефтегаз» составил 33 828 м.

Фото – «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез»

Вагит Алекперов, президент компании «Лукойл»: 1. В 2010 году прирост запасов у гл е в о д о р о д н о г о сырья по российской классификации, по предварительной оценке, составил 123 млн ТУТ. Было открыто шесть месторождений (в Пермском крае, Узбекистане, Египте, Гане), а также 25 новых залежей нефти. Все залежи – на месторождениях «Лукойл – Западная Сибирь» и Пермского края. В 2010 году добыча нефти по группе «Лукойл» с учетом долей участия в зависимых обществах и зарубежных проектах, по предварительным данным, составила около 96 млн тонн. По сравнению с 2009 годом добыча нефти несколько сократилась ввиду истощения запасов на месторождениях Западной Сибири. Дополнительная добыча нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов по группе «Лукойл» составила в 2010 году 22 млн тонн, или около 23% от общей добычи. Добыча газа в 2010 году по группе «Лукойл», по предварительным данным, составила около 20 млрд м3, что более чем на 12% превышает уровень 2009 года. В 2010 году объем продаж фирменных бензинов и дизельного топлива «Экто» увеличился на 23%. В России было реализовано около 2,7 млн тонн фирменного топлива, зарубежные продажи ожидаются на уровне 499 тыс. тонн, что более чем в два раза превышает показатель 2009 года. В октябре 2010 года «Лукойл» начал розничную реализацию в России дизельного топлива стандарта Евро-5 – «Экто Diesel», производимого на заводах компании в Нижнем Новгороде, Перми и Ухте. Общий объем средств, выделенных для реализации годовой координационной программы научно-технических работ на 2010 год, составил 4,2 млрд рублей, по сравнению с 2,9 млрд рублей годом ранее. Одним из важнейших событий минувшего года стало начало добычи каспийской нефти на месторождении им. Корчагина. В 2010 году на месторождении закончено строительство четырех скважин, добыча по которым превышает 600 тонн нефти в сутки. Наиболее значительными проектами компании в сегменте «Геологоразведка и добыча» за рубежом стали работы на месторождении Западная Курна-2 в Ираке и глубоководное разведочное бурение в Гвинейском заливе.

www.mediarama.ru

В 2010 году окончено строительство и введены в эксплуатацию объекты, которые повысили технологический уровень решения проблем экологии и качества подготовки нефти на Южно-Хыльчуюском месторождении. Одно из самых заметных природоохранных мероприятий общества – запуск в эксплуатацию установки аминовой очистки газа от сероводорода на ЦПС Южное Хыльчую. Установка очищает попутный нефтяной газ от сероводорода и углекислоты и делает его пригодным для использования на собственные нужды – в печах подогрева нефти, в энергоцентре ЦПС. Запущена установка демеркаптанизации нефти производства компании «Мерикем». Данная установка является единственной на территории Российской Федерации. В результате ее ввода существенно снизились выбросы вредных веществ в атмосферу, а также эксплуатационные затраты на процесс очистки нефти от тяжелых сернистых соединений, и повысилось экспортное качество товарной нефти. Повышение товарного качества позволило «Нарьянмарнефтегаз» получить прибавку к стоимости реализуемой нефти. Завершено строительство установки получения и грануляции элементарной серы, что позволит производить товарную серу для реализации потребителям. Думая о будущем, общество вкладывает средства в геологоразведочные работы на территории НАО. К 2010 году на эти цели потрачено более 2,5 млрд рублей. Прирост запасов углеводородного сырья составил по категории С1 более

пяти миллионов тонн, по категории С2 – почти сто миллионов тонн.

2. С целью продолжения полномасштабной разведки недр, в ближайшие два года планируется пробурить поисковые скважины на Восточно-Мореюской, Восточно-Перевозной структурах, разведочную скважину на ЮжноХыльчуюском месторождении. Запланированы детализированные полевые сейсморазведочные работы 3D в объеме 450 км2 на Ярейюском, Седъягинском и Междуреченском месторождениях. «Нарьянмарнефтегаз» планирует проводить опытно-промышленные работы (гидроразрывы пласта, строительство боковых стволов, бурение двуствольной скважины) на Седъягинском, Северо-Сарембойском, Западно-Лекейягинском, Ярейюском и Перевозном месторождениях. На данные работы запланировано более 1,82 млрд рублей. Кроме того, «Нарьянмарнефтегаз» становится стратегическим партнером для развития добычи и транспортировки нефти на европейском севере России. Альтернативы созданной компанией в НАО инфраструктуре нет и в ближайшее время не предвидится. Существуют проекты транспортировки в северном направлении нефти, добываемой на побережье арктических морей вдоль границы Ненецкого автономного округа, используя потенциал «НМНГ». Строится трубопровод Харьяга – Южное Хыльчую, по которому пойдет нефть, добываемая на месторождениях компании «Лукойл-Коми». К этому проекту готовы присоединиться и другие компании, работающие в регионе. Серьезные планы у «Нарьянмарнефтегаза» и в отношении использования энергоцентра на Южном Хыльчую в качестве крупнейшего производителя электроэнергии. Таким образом, «Нарьянмарнефтегаз» становится не только добывающим предприятием, но и сервисной компанией, оказывающей услуги по подготовке и транспортировке нефти. Леонид Михельсон, председатель прав− ления компании «Но− ватэк» (Тарко−Сале, Ямало−Ненецкий ав− тономный округ): 1. Выручка от реализации в 2010 году увеличилась на 30,1% – до 117 024 млн рублей. по сравнению с 89 954 млн рублей в 2009 году за счет роста объемов добычи и реализации углеводородов, а также роста цен реализации природного газа и жидких углеводородов. В результате увеличения выручки от реализации и способности компании снижать отношение издержек к выручке прибыль, относящаяся к акционерам «Новатэк», выросла на 55,6% – до 40 533 млн рублей, или 13,37 рублей на акцию по сравнению с 26 043 млн рублей, или 8,59 рублей на акцию в 2009 году. В 2010 году общая товарная добыча природного газа увеличилась на 4855 млн м3, или на 15,0% по сравнению с 2009 годом в результате ввода второго и третьего пусковых комплексов второй очереди обустройства Юрхаровского месторождения в октябре 2009 и 2010 гг. соответственно.

www.mediarama.ru

Объемы добычи жидких углеводородов возросли на 579 тыс. тонн, или на 19,1% – с 3038 тыс. тонн в 2009 году до 3617 тыс. тонн в 2010 году благодаря увеличению объемов добычи нестабильного газового конденсата на Юрхаровском месторождении в результате реализации программы разработки месторождения. Рост объемов добычи нестабильного газового конденсата позволил увеличить объемы реализации стабильного газового конденсата и СУГ в 2010 году на 7,4% и 17,0% соответственно по сравнению с 2009 годом. По состоянию на 31 декабря 2010 года «Новатэк» отразили 264 тыс. тонн стабильного газового конденсата и 790 млн м3 природного газа как «товары в пути» и «остатки готовой продукции» в составе запасов по сравнению с 111 тыс. тонн стабильного газового конденсата и 744 млн м3 природного газа по состоянию на 31 декабря 2009 года.

2. – Эдуард Худайнатов, президент компании «Роснефть»: 1. «Роснефть» в 2010 году полностью восполнила запасы нефти. Согласно результатам аудита, проведенного по классификации PRMS, чистые оценочные доказанные запасы НК «Роснефть» составили на 31 декабря 2010 года 22 765 млн баррелей нефтяного эквивалента, включая 18 110 млн барр. (2487 млн тонн) нефти и 27 931 млрд куб. футов (791 млрд м3) газа. В 2010 году коэффициент замещения доказанных запасов нефти составил 106%. По итогам года обеспеченность НК «Роснефть» запасами углеводородов составила 25 лет, в том числе по нефти – 21 год, по газу – 67 лет. В 2010 году «Роснефть» продолжила наращивать свой ресурсный потенциал. Так, в частности, были приобретены четыре лицензии на участки, расположенные на арктическом шельфе России. Значительный ресурсный потенциал этих участков, который не был учтен при проведении аудита ресурсной базы по итогам 2010 года, будет использоваться для восполнения запасов компании в долгосрочной перспективе.

2. – Юрий Суханов, пре− зидент компании «Славнефть»: 1. В 2010 году «Славнефть» обеспечила прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 в размере 47 млн тонн. При этом за отчетный период было добыто 18,4 млн тонн нефти. Таким образом, коэффициент восполнения запасов углеводородного сырья на лицензионных участках «Славнефти» составил 255,4%. В 2010 году компания инвестировала в геологоразведку в общей сложности $98 млн. Прирост извлекаемых запасов нефти категории С1

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

17

за счет геологоразведочных работ составил 16,8 млн тонн, что на 55% выше показателя, предусмотренного бизнес-планом «Славнефти» на 2010 год. При этом в ХМАО-Югре прирост запасов за счет ГРР достиг 6,4 млн тонн, в Красноярском крае – 10,4 млн тонн. По сравнению с 2009 годом, в отчетный период более чем в 10 раз возросли объемы поисково-разведочного бурения на лицензионных участках «Славнефти» в ХМАО-Югре и Красноярском крае. Проходка в поисковоразведочном бурении по итогам года составила 32 тыс. м. Закончено бурение 11 скважин. В отличие от 2009 года, когда в связи с нехваткой инвестиционных ресурсов сейсмические исследования на месторождениях компании не проводились, в минувшем году объем полевой сейсморазведки в модификациях 2D и 3D составил, соответственно, 449 км и 536 км2. Объем аудированных доказанных запасов нефти «Славнефть», рассчитанный по методике SEC LE (комиссия по ценным бумагам США) с учетом сроков действия лицензий, по состоянию на 31 декабря 2010 года составлял 1586,9 млн баррелей (216,8 млн тонн). По сравнению с 2009 годом объем доказанных запасов нефти компании вырос на 441,4 млн баррелей, или на 38,5%. Совокупные запасы газа холдинга по SEC LE на конец 2010 года составили 267,1 млрд куб. футов (7,6 млрд м3), увеличившись по сравнению с показателями 2009 года на 71,8 млрд куб. футов, или на 36,8%. Доказанные запасы нефтяного эквивалента НГК «Славнефть» по критериям PRMS (система управления нефтяными ресурсами) на 31 декабря 2010 года достигли 7384,5 млн баррелей (988,8 млн тонн), увеличившись по сравнению с 2009 годом на 2293,7 млн баррелей, или на 45,1%. Запасы газа по PRMS в указанный период составили 640,4 млрд куб. футов (18,1 млрд м3) против 685,2 млрд куб. футов в 2009 году.

2. – Герман Хан, испол− нительный директор компании «ТНК− BP»: 1. Компания «ТНК-ВР» достигла в 2010 году рекордных показателей базовой добычи в 1742 барр.н.э./cут. И чистой прибыли в размере $5,8 млрд. В прошедшем году компания активно формировала портфель международных активов, значительно продвинулась в развитии газового бизнеса, подписав долгосрочное соглашение о транспортировке газа «Роспана». Результатом конструктивного диалога нефтяных компаний и Правительства стало решение по созданию нефтетранспортной инфраструктуры Ямала, что является важной вехой на пути к полномасштабной разработке месторождений региона. В этом году мы продолжим движение к нашей стратегической цели – превращению «ТНК-BP» в нефтегазовую компанию мирового класса с точки зрения показателей устойчивого развития, восполнения запасов и производственной эффективности.

18

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

Фото – «Славнефть»

опрос

Добыча нефти и газа в 2010 году выросла на 3,1% по сравнению с 2009 годом (без учета доли в «Славнефти»), что связано с ростом производства на новых месторождениях Уватской группы в Западной Сибири и Верхнечонском месторождении в Восточной Сибири, а также дальнейшим ростом добычи в Оренбургской области. В октябре 2010 года «ТНК-BP» достигла рекордного показателя суточной добычи – 1794 тыс. барр.н.э./сутки благодаря повышению производственной эффективности и слаженной командной работе. Коэффициент замещения доказанных запасов по критериям SEC LOF в 2010 году составил 134% (322% по критериям PRMS); прирост доказанных запасов составил 854 млн барр. н. э. (SEC LOF) без учета отчуждений. Средний коэффициент замещения запасов «ТНК-BP» за семь лет по критериям SEC LOF составил 140%, что является достижением мирового класса. Показатель успешности геологоразведки достиг 72% в результате применения передовых технологий в части 3D-сейсмики и интерпретации данных, а также создания стратегических партнер-

ских отношений с ведущими международными буровыми компаниями. В 2010 году программа геологоразведки предусматривала дальнейшую работу в Оренбурге и Западной Сибири, а также разведку и оценку в Уватском районе и на Ямале для лучшего понимания потенциала ресурсной базы. В 2010 году объем добычи газодобывающего предприятия «Роспан» составил 2,7 млрд м3 газа, что на 16% выше показателя 2009 года. Компания также подписала долгосрочное соглашение с «Газпромом», в рамках которого «Роспану» был предоставлен доступ к трубопроводной системе на 6 лет (объемом до 13,2 млрд м3 в год в 2016 году). Это соглашение заложило основу для плана полномасштабного освоения месторождений «Роспана» – одного из ключевых проектов в портфеле активов компании. Объем переработки достиг исторического максимума в 732 тыс. барр./сут. в связи с оптимизацией перерабатывающих мощностей за счет ликвидации «узких мест» на Рязанском и Саратовском НПЗ. Коэффициент эксплуатационной готовности российских НПЗ «ТНК-BP» достиг исторического максимума в 97%.

www.mediarama.ru

Компания продолжила увеличивать свою долю на розничном рынке нефтепродуктов и объем продаж топлива через собственную розничную сеть. В результате коэффициент розничного покрытия увеличился на 7,5%. Розничная сеть компании расширилась за счет целевых приобретений новых активов в Белгородской, Смоленской, Псковской и Новгородской областях, а также на Украине и в Беларуси. В 2010 году важным этапом развития бизнеса «ТНК-ВР» по продажам корпоративным клиентам (B2B) стала победа в тендере по приобретению топливозаправочного комплекса (ТЗК) Шереметьево, что позволит ТНК-BP значительно увеличить объем продаж «в крыло» в крупнейшем российском авиаузле. Выручка за 2010 год выросла на 28% по сравнению с 2009 годом, отражая улучшение рыночной конъюнктуры и дальнейший рост добычи – преимущественно за счет Верхнечонского месторождения и новых месторождений Увата. Чистая прибыль в 2010 году составила $5,8 млрд, что на 17% выше аналогичного показателя 2009 года и отражает увеличение EBITDA. 2. –

www.mediarama.ru

Шафагат Тахаутди− нов, генеральный директор компании «Татнефть» (Альме− тьевск, Татарстан): 1. По группе компаний «Татнефть» в 2010 году добыто 26 112 тыс. тонн нефти, сверх плана 484 526 тонн. За 2010 год проходка по бурению составила 610,7 тыс. м (в 2009 году – 537 тыс. м): - для «Татнефть» – 475 тыс. м (в 2009 году – 404,5 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение – 455,6 тыс. м, разведочное бурение – 19,4 тыс. м; - для дочерних и зависимых предприятий «Татнефть» – 26,2 тыс. м (в 2009 году – 37,9 тыс. м), в том числе эксплуатационное бурение – 11 тыс. м, разведочное бурение – 15,2 тыс. м. Построено и сдано заказчикам всего 415 скважин (в 2009 году – 348 скважин): для «Татнефть» – 304 скважины (в 2009 году – 269 скважин), в том числе эксплуатационных – 291, разведочных скважин – 13; для дочерних и зависимых предприятий «Татнефть» – 13 скважин (в 2009 году – 25 скважин), в том числе эксплуатационных – 8, разведочных – 5; для СП и ННК – 98 скважин (в 2009 году – 54 скважины), в том числе эксплуатационных – 89, разведочных – 9. В 2010 году буровые работы по новому бурению скважин осуществлялись 36 буровыми бригадами. На бурение БС и БГС задействованы восемь бригад. Проходка на буровую бригаду в традиционном бурении за 2010 год составила 17 143 м, в 2009 году проходка на бригаду составляла 14 619 м. Произведено вскрытие продуктивных горизонтов на горизонтальных скважинах в режиме равновесия и депрессии на семи скважинах для НГДУ «Бавлынефть». Пробурено 47 скважин малым диаметром, в том числе для «Татнефть» – 29 скважин с проходкой 29 210 метров, для малых нефтяных компаний – 18 скважин с проходкой 22 304 метра. На Ашальчинском месторождении НГДУ «Нурлатнефть» построены две скважины на битумные отложения с наклонной буровой установки. В декабре 2010 года выполнен текущий ремонт 688 скважин, за год произведено 9069 ремонтов, что на 5,3% меньше, чем за 2009 год (2009 год – 9575 скважин), в т. ч. количество ремонтов нефтяных скважин снизилось с 7732 до 7450 (3,6%), нагнетательных скважин сократилось с 1259 до 1080 (14,2%). По итогам работы за 2010 год в области капитального ремонта скважин плановое задание выполнили все НГДУ: отремонтировано 2659 скважин (в декабре – 217), в т. ч. герметизация э/колонн проведена на 423, отключение отдельных пластов и переход на другие горизонты – на 297, перевод скважин в другие категории и освоение под закачку – на 134, ликвидация аварий и очистка э/к и забоя – на 354, физликвидация и реликвидация – на 61. На лицензионных участках «Татнефть» выполнен капитальный ремонт на 25 и текущий ремонт – на 24 скважинах. За 2010 год на 3104 скважинах выполнены ОПЗ по технологиям «Татнефть» и произведено 39 тыс. 87 т химпродукции на сумму 812 млн рублей.

2. –

Саркис Айрапетян, заместитель гене− рального директора ТД «Маршал»: 1. До конца 2010 года ТД «Маршал» был партнером ЛСП ППА и ОС «Спецавтоматика» (Луганск). С 2011 года ТД «Маршал» официально принадлежит заводу и по эксклюзивному дистрибьюторскому договору представляет торговую марку «Маршал». В 2010 году предприятие расширило производственную линейку: появились новые типоразмеры шаровых кранов, сетчатых фильтров и дисковые затворы. В 2010 году завершены приемочные испытания шаровых кранов ТМ «Маршал» на полигоне «Саратоворгдиагностика» «Газпром», по результатам испытаний которых шаровые краны ТМ «Маршал» были рекомендованы приемочной комиссией для применения на объектах «Газпром».

2. ЛСП ППА и ОС «Спецавтоматика» продолжит расширять производственную линейку. Готовятся к серийному выпуску шаровые краны с корпусом из полиэтилена и поливинилхлорида, планируется дальнейшее расширение линейки шаровых кранов высокого давления, производство линейки шаровых кранов на агрессивные рабочие среды. Антон Ерохин, ком− мерский директор «АЕ Трейд Холдинг»: 1. В 2010 году российские биржи перестали быть просто торговыми электронными площадками, товарооборот вырос, и сегодня биржи РФ являются одним из основных коммерческих инструментов на рынке. Для нашей компании результаты 2010 года: увеличение собственного товарооборота на биржевых площадках, подписание соглашений на брокерское обслуживание с рядом известных промышленных холдингов – потребителей нефтепродуктов, а также вывод и представление интересов на товарно-сырьевых биржах НПП «Квалитет» и Черниговского мини-НПЗ.

2. Планируем развитие торговли нефтепродуктами на биржевых площадках и переход трейдеров от сделок в рамках договоров между компаниями в пользу работы в электронном пространстве. В 2011 году на биржевых площадках появятся новые участники в лице госкомпаний и возникнет больше новых возможностей работы с биржевыми инструментами по примеру западных аналогов. Основной стратегией «АЕ Трейд Холдинг» на 2011 является вывод и привлечение большего количества участников, в том числе компанийпроизводителей. Также в наши планы входит вывод ряда независимых от больших компаний производителей Центральной, Южной и Северной частей, Южного Урала и Сибирского региона.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

19

добыча

«Лукойл» укрепляет позиции на Каспийском море В 2010 году была получена первая нефть с Каспийского месторождения им. Корчагина Ирина Панина Нефтегазоконденсатное месторождение на Каспийском море имени Юрия Корчагина было открыто в 2000 году. Оно расположено в северной части акватории Каспийского моря, в 180 км от Астрахани. Извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 28,8 млн тонн нефти и 63,3 млрд м3 газа. Решение об очередности ввода в эксплуатацию каспийских месторождений, первым из которых стало месторождение им. Корчагина, было принято в первой половине 2000-х годов. Разработкой месторождения занимается компания «Лукойл−Нижневолжскнефть».

20

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1 2011

Основные технологические блоки Месторождение им. Корчагина было обустроено в течение пяти лет. Основными технологическими блоками на месторождении им. Корчагина являются: морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП), подводный трубопровод, точечный причал и плавучее нефтехранилище. МЛСП – главный производственный объект, с помощью которого проводится эксплуа-

тационное бурение и добыча углеводородов, смонтирована в 2009 году. На МЛСП установлен буровой комплекс грузоподъемностью 560 тонн для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7400 м. Кро-

ме того, платформа оснащена двумя кранами грузоподъемностью 70 тонн. Высота самой платформы составляет 86,6 м над уровнем моря. Габариты платформы: масса при стоянке на грунте с жидким балластом 25 655 тонн, длина 95,5 м, ширина 72,2 м. Эксплуатационно-технологический комплект МЛСП включает в себя установку подготовки газа, два компрессора низкого давления и три компрессора высокого давления, четыре газотурбогенератора по 4,2 МВт и установку подготовки нефти на 329 м3/час, которая ответственна за процессы дегидрирования и

www.mediarama.ru

обессоливания нефти. Строительством технологического комплекса морской ледостойкой платформы по заказу «Лукойла» занималась компания «Стройтрансгаз». Для проживания обслуживающего персонала был установлен отдельный модуль – ледяная стационарная платформа (ЛСП-2), соединенная с производственной платформой переходным мостом длиной в 74,2 метра. Жилой модуль рассчитан на проживание 105 человек. ЛСП-2 для размещения персонала построена на заводе строительных металлоконструкций «Лукойл−Калининградморнефть» и доставлена на Каспийское море водным путем – по системе водных каналов до Волги и далее на площадку Астраханского судостроительного производственного объединения. Энергоснабжение нефтедобывающего объекта происходит с помощью электрогенераторов, использующих в качестве топлива как привозное дизельное топливо, так и попутный газ, добываемый вместе с нефтью. В состав объектов обустройства месторождения им. Корчагина также входит точечный причал (ТП), предназначенный для загрузки нефти из подводного трубопровода в плаву-

www.mediarama.ru

чее нефтехранилище и на танкерычелноки. Верхние конструкции ТП были изготовлены голландской компанией Bluewater, а сам опорный блок был изготовлен на верфи завода «Астраханский корабел». Вес опорного блока причала составляет 915 тонн, он установлен на глубину 20,5 м. Ко дну опорный блок прикреплен пятью сваями диаметром свыше двух метров. Добываемая на месторождении нефть по подводному трубопроводу диаметром 300 мм и длиной в 60 км поступает на плавучее нефтехранилище, пришвартованное к точечному причалу. Общий вес нефти, который может вместить хранилище, – 28 000 тонн. Отгрузка происходит круглогодично за счет того, что танкеры расположены в таком районе Каспийского моря, который даже зимой не покрывается льдом. Такое месторасположение позволяет обойтись без ледокольного сопровождения нефтехранилища. В производстве оборудования для обустройства Каспийского месторождения принимали участие как российские, так и зарубежные компании. В основном это судостроительные заводы: «Астраханский корабел», «Красные баррикады», Завод им. III Интернационала, «Ло−

тос», завод металлоконструкций «Лукойл-Калининградморнефть», Московский трубозаготовительный завод, Волжский трубный завод, завод «Янтарь», National Oilwell, Dresser Rand, Bluewater Energy, McDermott, Solar Turbines, Keppel Singmarine и другие. Льготы на экспорт – жизненная необходимость Момент добычи первой нефти на Каспийском месторождении им. Корчагина стал поистине знаковым событием, во время которого платформу посетил председатель Правительства РФ Владимир Путин. Первая нефть была получена 18 апреля 2010 года, через 10 лет после открытия месторождения. Объемы добычи постоянно растут: проектный уровень – 2,5 млн тонн нефти в год и 1 млрд м3 газа в год. Загрузка первого танкера нефтью с месторождения им. Корчагина была осуществлена 12 октября 2010 года. Танкер Caspian Stream дедвейтом около 8000 тонн доставил нефть в Махачкалу, а в порт Новороссийска нефть поступает по системе трубопроводов «Транс− нефть». Расчетный период добычи на месторождении им. Корчагина составляет около 30 лет.

Вся нефть, добытая на месторождении им. Корчагина, отправляется на экспорт. В декабре 2010 года Правительство РФ приняло решение снизить экспортную пошлину на нефть, добываемую на месторождениях им. Корчагина и им. Филановского, по аналогии с месторождениями Восточной Сибири в декабре 2010 года. Это решение обусловлено простой необходимостью – при существующих в настоящее время налогах в нефтяной отрасли, без подобных льгот разработка северокаспийских месторождений была бы просто нерентабельной. Каспийское море является богатым источником углеводородов. Только в российском секторе к настоящему времени открыто восемь месторождений и 16 перспективных структур. Самые крупные из них: Хвалынское, им. Корчагина, Ракушечное, Сарматское, им. Филановского, Центральное. Перспективными считаются структуры: Южная, Хазри, Западно-Сарматская, Восточно-Ракушечная. Начало добычи нефти на втором крупном месторождении им. Филановского запланировано на 2015 год. Уже составлен график ввода и других месторождений, но со временем он может измениться.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1 2011

21

добыча

«Газфлот» покоряет Арктику До 2014 года на континентальных шельфах России «Газфлот» пробурит еще 15 поисковых и разведочных скважин Владимир Купалов

Все фото – «Газфлот»

«Газфлот» является стопроцентной «дочкой» компании «Газпром». Общество было создано в 1994 г. для осуществления политики при проведении работ по освоению газовых и нефтяных месторождений на континентальном шельфе России. В его составе действуют несколько филиалов: Дальневосточный, Калининградский, Мурманский и Санкт-Петербургский. Специализация – проведение геологоразведочных работ; обустройство и эксплуатация месторождений; строительство морских буровых установок, флота и других специализированных плавтехсредств; развитие и эксплуатация береговых баз обеспечения и портовой инфраструктуры; оперирование флотом и его коммерческая эксплуатация; мониторинг объектов обустройства; экологический мониторинг. Генеральный директор – Юрий Шамалов. В 2012–2014 гг. на шельфе российских морей компания «Газ− флот» планирует пробурить не менее 15 поисковых и разведочных скважин общей проходкой более 40 000 погонных метров и выполнить сейсморазведочные работы в объеме порядка 4000 км2. Компания продолжит запланированные геологоразведочные работы на шельфе Охотского моря, а также на Приямальском шельфе Карского моря. Последнее позволит подготовить более 1 трлн м3 газа вблизи от Бованенковского месторождения, на котором уже идет добыча. ППБУ «Полярная звезда»

Перспективы развития Компания «Газфлот» – единственное предприятие не только в группе «Газпром», но и в стране, выполняющее геологоразведочные работы на море собственными силами. По заказу «Газпрома» «Газфлот» строит новые и эксплуатирует собственные буровые установки и суда обеспечения. Главной стратегической задачей для компании по-прежнему являются активные геологоразведочные работы на континентальном шельфе. Именно там сосредоточены огромные запасы углеводородов,

что в условиях истощения материковых месторождений энергоносителей, прежде всего нефти и газа, имеет жизненно важное значение. Именно поэтому география газфлотовской деятельности охватывает большую часть российских морей – от Балтийского до Охотского. При этом накоплен большой опыт эксплуатации судов при обеспечении полного цикла разведки и освоения морских месторождений углеводородов. Как считает генеральный директор «Газфлота» Юрий Шамалов, это будет большим подспорьем в

реализации Штокмановского проекта. Несмотря на то, что запуск Штокмана пока откладывается, судостроительная программа компании, разработанная в рамках этого проекта, будет продолжена. Да и вообще, «Газфлот» готов выполнить весь комплекс работ по обустройству и обслуживаю Штокмановского месторождения. Сегодня «Газфлот» располагает всеми возможностями для того, чтобы выйти на более значимый и важный уровень деятельности и стать компанией полного технологического цикла, включающего в себя весь комплекс работ по освоению шельфовых месторождений. Морские месторождения под контролем «Газфлота» За 16 лет работы компанией «Газфлот» было завершено строительство 36 поисково-разведочных скважин, проведено большое количество инженерных изысканий и сейсморазведочных работ, в результате которых было открыто восемь нефтегазовых месторождений, запасы которых оцениваются в 1,5 млрд тонн условного топлива. Если говорить о последнем буровом сезоне 2010 года, то его можно назвать успешным во всех отношениях. Было завершено строительство двух скважин в Тазовской губе, а в ходе испытаний получен промышленный приток газа. Это стало значимым подтверждением того, что сеноманские залежи морской части Антипаютинского и Тота-Яхинского месторождений являются газоносными. В целом на шельф Карского моря приходится 70% от общей ве-

22

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

www.mediarama.ru

личины прогнозируемых ресурсов нефти и газа на шельфах перспективных морей страны. Буровые работы на Охотском море начались еще в 2008 году в рамках реализации Восточной газовой программы, проводимой на шельфе Сахалина. Тогда «Газпром» получил лицензию на недропользование в пределах Киринского месторождения, а в июле 2009 года на трех остальных участках блока «Сахалин 3»: Киринском, ВосточноОдоптинском и Аяшском. Эти богатые источники газа могут стать одними из главных для газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток». В 2010 году на шельфе Сахалина «Газфлот» открыл новое ЮжноКиринское газоконденсатное месторождение. Также было завершено строительство скважины Киринская № 3 на Киринском месторождении, где в результате успешных испытаний был получен промышленный приток газа и конденсата. Свою деятельность «Газфлот» активно разворачивает и на Камчатке. На Западно-Камчатском шельфе Охотского моря в 2010 году было выполнено 7600 пог. км сейсморазведочных работ. В 2011 году компания планирует начать бурение на этих участках, обладающих огромным ресурсным углеводородным потенциалом. По итогам геологоразведочных работ «Газфлота» в 2010 году, прирост запасов углеводородов составил 156 млн тонн условного топлива при

плане в 98 млн тонн, что составляет 160% превышения плана по объемам ГРР и приросту запасов углеводородов, установленного «Газпромом». К слову, в 2009 году план перевыполнен на 114%, а в 2008 году – на 103%. Собственный флот У компании «Газфлот» – собственный флот, состоящий из специализированного парка судов и буровых платформ, который с каждым годом постоянно пополняется. Сегодня в него входит самоподъемная буровая установка «Амазон», плавучий буровой комплекс «Обский-1», крановое судно «Газшельф», танкер-заправщик «Газпромшельф», научно-исследовательское судно «Академик Голицын», три транспортно-буксирных судна, а также два многофункциональных ледокольных судна. Спектр их деятельности весьма разнообразен: от геологоразведочных работ и обустройства скважин до транспортировки углеводородов потребителям. В прошлом году завершилось строительство плавучей полупогружной буровой установки «Полярная звезда», которое по заказу «Газфлота» проводилось на верфях Выборгского судостроительного за− вода и южнокорейской судостроительной компании Samsung Heavy Industries. Эта уникальная установка шестого поколения оснащена высокотехнологическим буровым, геофизическим, навигационным и энергетическим оборудованием ведущих мировых производителей: National

Буровики «Газфлота» готовятся к буровым работам

www.mediarama.ru

Генеральный директор компании «Газфлот» Юрий Шамалов

Oilwell Varco, Halliburton, Converteam, Caterpillar, Schlumberger, Rolls−Royse. «Полярная звезда» предназначена для строительства разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин глубиной до 7500 м при глубинах моря до 500 м в диапазоне температур окружающего воздуха от -30 °С до +45 °С. В 2011 году «Газфлот» планирует ввести в эксплуатацию аналогичную плавучую установку – полупогружную буровую установку «Северное сияние» и самоподъемную плавучую буровую установку «Арктическая», с помощью которой можно осуществлять бурение скважин глубиной до 6500 м на глубине моря до 100 метров. Кроме того, запланирована модернизация плавучего бурового комплекса «Обский-1» для того, чтобы его можно было эксплуатировать при бурении скважин на глубинах 2–3 м в транзитной зоне предельного мелководья. Экология – во главу угла «Газфлот» неукоснительно соблюдает природоохранное законодательство, и вопрос экологической безопасности при проведении буровых работ на шельфах является одним из приоритетных. Сложности заключаются в том, что природная среда многих районов весьма уязвима к антропогенному воздействию, а скорость восстановления природных объектов очень низкая, в особенности в условиях низких температур. Все это порождает ответственность перед природой за пользование ее богатствами, а также порождает особые требования, которые просто необходимо соблюдать.

Чтобы лишний раз не навредить экосистеме и отнестись к ней как можно бережнее, компания начинает проводить экологические исследования еще на стадии оформления технико-экономической документации для проведения буровых работ. Во время проведения поисковоразведочных работ на континентальном шельфе в обязательном порядке предусмотрен экологический мониторинг за состоянием окружающей природной среды. Все полученные данные обрабатываются и анализируются. В результате составляется прогноз экологической ситуации в районах проведения буровых работ, точно так же проводятся различные исследования по контролю за состоянием морских экосистем. «Газфлот» периодически информирует местных жителей о возможном воздействии геологоразведочных работ на морские экосистемы и о том, какие меры планируется предпринять для предотвращения возможных негативных последствий. Стоит особо подчеркнуть, что используемые компанией буровые установки полностью соответствуют всем требованиям экологической и промышленной безопасности. По итогам геологоразведочных работ «Газфлота» в 2010 г., прирост запасов углеводородов составил 156 млн тонн условного топлива при плане в 98 млн тонн, что составляет 160% превышения плана по объемам ГРР и приросту запасов углеводородов, установленного «Газпромом». К слову, в 2009 г. план перевыполнен на 114%, а в 2008 г. – на 103%.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

23

Все фото – Александр Широких

фоторепортаж

Стыки в полевых условиях Система WehoCoat-Borcoat для нанесения покрытия на стыки в полевых условиях на примере финского проекта Gasum

Перед нанесением покрытия труба проходит пескоструйную очистку и очистку зоны стыка

24

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

www.mediarama.ru

Проект газопровода на участке Мянтсяля–Сиунтио. Собственник проекта – Gasum – финский дистрибьютор природного газа. Один из собственников – «Газпром» (25%). Длина газопровода на участке Мянтсяля–Сиунтио – 90 км, высокое давление. Диаметр трубы – 500 мм. Горизонтальное бурение – около 14 км. Для стыков выбрана технология Wehocoat-Borcoat компаний KWH Pipe и Borealis. Система состоит из портативной машины Wehocoat, наносящей на стык покрытие Borcoat 3000FC. Планируемое количество стыков Wehocoat – ок. 2000 шт. Субпродрядчик – «СтройТрансГаз» (Россия).

Затем цилиндр Wehocoat, установленный на платформе грузовика, заправляется пластиком

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

25

фоторепортаж Система Wehocoat устанавливается на трубу. Максимальное расстояние между грузовиком и трубой – 6 м. Длина кабелей – максимум 10 м.

Робот крепится зажимами на трубе

Порошковый эпоксид распыляется вручную на стальную трубу в зоне нанесения покрытия на стык

Полимер подается автоматически в зону стыка. Полимер поступает в зазор между роликом и трубой под давлением, заполняя все неровности сварного шва и среза заводского покрытия.

26

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

www.mediarama.ru

Нахлест делается с двух сторон, чтобы обеспечить полное заполнение полимером зоны покрытия. Время цикла от стыка до стыка – около 20 минут.

Грузовик с системой Wehocoat должен быть оборудован подъемным краном, дизель-генератором, защитным тентом, экструдером, системой охлаждения

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

27

оборудование

«Наш сегмент – сложные инновационные решения» Интервью с начальником механообрабатывающего производства компании «Новомет-Пермь» Сергеем Жемчуговым Светлана Фегина Все фото – «Новомет-Пермь»

люди с большим опытом научной и практической работы. Но дружной компании только предстояло найти свое место на рынке. Не было ни своего производства, ни сборочных стендов, ни гарантированной заработной платы. Но зато коллектив «новометовцев» обладал передовыми технологиями, которые всегда высоко ценятся в любом производстве. Это обстоятельство и предопределило интерес Министерства нефтяной промышленности страны к разработкам пермских ученых.

Сергей Жемчугов родился 29 сентября 1960 г. в городе Кунгур Пермской области. В 1983 г. окончил Пермский политехнический институт по специальности «инженермеханик». С 1983 г. работал на Заводе горношахтного оборудования Министерства цветной металлургии Казахской ССР в должности инженера-конструктора. Работал мастером, старшим мастером, начальником цеха, заместителем начальника производственно-диспетчерского отдела предприятия. С 2002 г. работал в компании «Новомет-Пермь» мастером, старшим мастером, начальником цеха, начальником механообрабатывающего производства. Сейчас занимает должность начальника механообрабатывающего производства. Компания «Новомет−Пермь» создана в 1991 году сотрудниками пермского Республиканского инженерно-технического центра порошковой металлургии. Павел Куприн, Олег Перельман, Михаил Мельников, Александр Рабинович и Геннадий Дорогокупец основали малое предприятие с названием «Коллективное малое предприятие «Новомет», директором которого

28

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

был избран Павел Куприн. Изначально в название заложили посыл «новый». Это относилось ко всему: к новому виду применяемых в производстве металлов, новому взгляду на товарно-денежные отношения, стремлению к применению научных знаний во всех сферах деятельности вновь созданной компании – производстве, бизнесе, управлении. «Новомет» создавали

- Когда появились первые результаты? Начало работы был многообещающим. От нефтяников Усинска пришли первые положительные результаты испытаний порошковых ступеней, от Министерства нефтяной промышленности поступили деньги на развитие. Было закуплено оборудование, началась работа по организации производственного процесса, и тут все в одночасье рухнуло. На дворе 1992 год. Перспективы у «Новомета» есть, денег реализовать свои возможности – нет. Руководство компании тогда проявило незаурядную предприимчивость. Удачным оказалось перераспределение обязанностей. Олег Перельман стал директором предприятия, Геннадий Дорогокупец и Михаил Мельников занялись производством, Александр Рабинович возглавил научно-исследовательскую работу, а сложную роль финансового директора поручили Александру Куприну. Самым удачным проектом в начале 90-х гг. оказалось сотрудничество с заводом по производству мотоциклов «Урал» в Ирбите. Предложенные «Новометом» втулки, произведенные методом порошковой металлургии, были лучше и дешевле обычных, выточенных механически. Начался бартер. В Ирбит ехали втулки, обратно – мотоциклы, которые развозили по пермским магазинам. На их продаже и зарабатывали. Вообще, торговали, чем могли, играли на рынке ГКО, но при этом не забывали постепенно на-

ращивать производство собственной продукции. Период с 1991 по 1998 год отмечен поиском своего места на рынке нефтепромыслового оборудования.

- На тот момент предприятие отличалось чем-то уникальным? Продукция «Новомета» изначально превосходила по качеству аналогичную продукцию других предприятий, изготовляемую из серого чугуна. Изготовление ступеней методом порошковой металлургии стало инновацией, настоящим прорывом в технологии. При порошковой металлургии на изделие уходит меньше материала, поверхность деталей получается более ровная и гладкая, чем при литье, что положительно влияет на гидродинамику. Оставалось «немного»: убедить в преимуществе своей продукции нефтяников. Наконец, на одной из выставок «Нефтегаз» пермяков заметили представители «Сургутнефтегаза». Контракт на 75 тысяч ступеней стал пропуском «Новомета» в «высшую лигу».

- На чем сконцентрированы основные силы компании сегодня? ГК «Новомет» является одним из лидеров в производстве погружного нефтяного оборудования. Первой нашей продукцией были ступени электроцентробежных насосов для добычи нефти. Изготавливались они по новой для отрасли технологии порошковой металлургии, обеспечивающей ряд преимуществ перед остальными технологиями производства рабочих органов насоса. В настоящее время ГК «Новомет» выпускает погружные полнокомплектные установки для добычи нефти (УЭЦН); системы поддержания пластового давления (ППД) и стенды для тестирования этого оборудования; оказывает сервисные услуги по подбору (разработана собственная программа подбора оборудования к скважинам NovometSel-Pro) и изготовлению оборудования к конкретным скважинам; осуществляет прокат оборудования; выполняет текущий и капитальный ремонт погружного оборудования; оказывает исследо-

www.mediarama.ru

вательские и экспертные услуги в области материаловедения, триботехники и гидрогазодинамики. Выпускаемые в настоящее время «Новометом» насосные установки способны эффективно работать в коррозионноактивных, газо- и абразивосодержащих средах. Сегодня компания может предложить номенклатуру выпускаемых установок от второго до девятого габарита с диапазоном подач от 8 м3 до 6000 м3 в сутки. Что касается технических и технологических новинок в области механизированной добычи нефти, то можно выделить уникальные установки УЭЦН5-500 и УЭЦН5А-900, газосепараторы нового поколения, предвключенные устройства осевого типа для работы в скважинах с высоким содержанием свободного газа, блок очистки воды системы ППД, дожимные установки. Наша компания производит нефтепромысловое оборудование. Учитывая уровень конкуренции в этом сегменте рынка, закрепиться на нем и расширить свое представительство можно только за счет инновационных разработок, внедрения передовых технологий и производства продукции мирового качества. Все это определяет специфику «Новомета» как научнопроизводственной инновационной компании, делающей ставку на высокие технологии. «Новомет» ставит своей целью поддержку своих заказчиков в достижении конкурентных

преимуществ на их рынках. «Новомет» активно внедряет в свою работу лучшие мировые бизнеспрактики. В ближайшем будущем компания видит себя поставщиком мирового класса высокоинновационных погружных насосов и сервисных услуг.

- Где располагается производственная база предприятия? Какова его общая площадь? Производственная база «Новомет-Пермь» расположена в Перми. Площадь превышает 80 000 м2. В состав предприятия входят: порошковое производство; механообрабатывающее производство; инструментальное производство; сборочные производства насосов, двигателей, гидрозащит, газосепараторов, фильтров и систем ППД; производство блокбоксов и нестандартного оборудования; инженерный центр; цех текущего и капитального ремонта погружного оборудования. Кроме этого, работает сервисная служба с представительствами в городах Ноябрьске, Нижневартовске, Нефтеюганске, Стрежевом, Сорочинске и Кызылорде (Казахстан). Обособленные подразделения «Новомет-Сервис» в Нижневартовске, Сургуте, Нефтеюганске, Оренбургской области, Ноябрьске, Казахстане осуществляют сервисное и гарантийное обслуживание нефтепогружного оборудования. «Новомет-Сервис» начал свою деятельность в 2003 году.

Создано совместное предприятие «Новомет-Интернешнл» с представительством в городе Дубае (ОАЭ) – LLC Nals. Основные виды деятельности: продажи, прокат (лизинг) и ремонт НПО на Ближнем Востоке, в Северо-Восточной Африке и ЮгоВосточной Азии. Место регистрации – Дубай, октябрь 2008 года. Два года назад к «Новомету» присоединилось ОКБ БН «Коннас» (Особое конструкторское бюро бесштанговых насосов по конструированию, исследованию и внедрению погружных центробежных электроустановок). Сегодня ОКБ БН «Коннас» в рамках ГК «Новомет» – это: - научно-исследовательские работы в области изучения гидродинамических процессов; - опытно-конструкторские работы по созданию узлов установок погружных лопастных насосов, пакерных, струйных и других систем по добыче нефти и воздействию на пласт; - испытания узлов и погружных установок на стендах-скважинах испытательного центра; - обучение студентов и повышение квалификации инженеров нефтедобывающей отрасли. Бюро было создано 21 сентября 1950 года по приказу министра нефтяной промышленности Байбакова. Все отечественные производители выпускали насосы и установки, разработанные ОКБ БН. Непрерывно велась работа по модернизации погружных лопастных

насосов. Помимо УЭЦН в ОКБ БН разработаны гидропоршневые насосы, винтовые диафрагменные с электроприводом, диафрагменные гидроприводные насосы для поддержания пластового давления скважинных насосов для водоподъема – ЭЦВ.

- Сколько специалистов работает на предприятии? Численность компании – около 3000 человек. В 2007 году в компании «Новомет-Пермь» впервые была проведена аттестация на звание «Рабочий высокого профессионального мастерства». К званию прилагалось личное клеймо качества. Это – высокая оценка рабочего мастерства. В 2007 году его получили только 39 рабочих из 91 претендента. Сегодня клеймо качества имеют более ста рабочих, многие из которых являются еще и наставниками молодежи. С 2004 года в «Новомете» проводится конкурс профмастерства, который стал важным элементом в повышение квалификации сотрудников предприятии. О масштабах конкурса говорят цифры: за последние три года в нем приняли участие более 1000 человек по 32 различным специальностям. При этом главная цель конкурса состоит в том, чтобы его участники получили новые знания, освежили в памяти забытое, поделились с коллегами личным опытом. Проводятся дни молодого специалиста, обучение по истории и проГК «Новомет» специализируется на производстве погружного нефтяного оборудования

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

29

оборудование дукции компании, обзорная экскурсия по предприятию, обучение по системам работы компании. На базе «Новомета» постоянно работают курсы повышения квалификации для сотрудников компании. На работу в «Новомет» принимают сотрудников без ограничений в возрасте и опыте. Часто это бывают специалисты только-только со студенческой скамьи, без опыта работы или пенсионеры, оказавшиеся не у дел на других пермских предприятиях.

- Возвращаясь к вопросу о производстве. Из каких этапов складывается производственная цепочка? Первое – входной контроль. Приобретаемые материалы, комплектующие, покупные изделия регистрируются и предъявляются на входной контроль. При соответствии установленным требованиям они поступают в производство. Металлургическое производство отвечает за изготовление ступеней насосов методом порошковой металлургии. Механообрабатывающее производство самое большое и трудоемкое. В состав входят цех обработки порошковых деталей, цех по обработке литых ступеней, цех обработки концевых деталей и трубный участок. Сборочное производство – следующий этап, включающий сборку изделий из ранее скомплектованных деталей. Собранные изделия перемещаются на стенды для испытаний. Теперь собранные изделия необходимо испытать (снять характеристики). Испытания секций насосов от 2А до 6А габаритов проводятся на горизонтальных стендах ГСИН-90 производства «Новомет». Более внушительные габариты – от седьмого до девятого – проходят испытания на стенде ГСИН-400, также разработанном и изготовленном компанией «Новомет». В результате составляется протокол испытаний, где графически отражается напор, расход, мощность, КПД, вибрация и т. д. Как теоретически заданные, так и фактически полученные значения. Если результаты испытаний не превышают допустимых отклонений, насос признается годным к эксплуатации. Подобным образом проходит испытания вся продукция.

- Какое оборудование функционирует на производственной площадке? Токарные автоматические линии IVS-200 Mazak, обрабатывающие центры фирм Nakamura Tome и WFL. В 2005–2006 годах была проведена модернизация производства,

30

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

приобретены лучшие автоматические линии, обрабатывающие центры. Среди них: токарные автоматические линии IVS-200 Mazak, обрабатывающие центры фирм Nakamura Tome и WFL различной модификации, другие станки. На сегодняшний день внедрено более 50 единиц суперсовременного оборудования. Это позволило улучшить качество выпускаемой продукции и увеличить ее объемы. Сегодня в нашем парке эксклюзивного оборудования находится установка селективного лазерного спекания фирмы EOS, Германия. Данный вид оборудования предназначен для изготовления (выращивания) опытных партий и единичных деталей любой сложности из пластика. Выращивание изделий ведется как для собственного производства, так и для сторонних организаций. Специалистами «НовометПермь» разработаны следующие компьютерные программы: - NeoSel-Pro – гарантирует подбор погружных установок, максимально адаптированных к условиям эксплуатации скважин; - NeoStat-Pro – позволяет дать объективную и научно обоснованную оценку работоспособности выпускаемой продукции, выполняет

статистические расчеты надежности погружных нефтедобывающих установок по эксплуатационным данным.

- Какому производителю станков вы отдаете предпочтение? В ближайшее время «Новомет» скорректирует свою стратегию по приобретению современных станков. Если раньше парк нового оборудования пополнялся изделиями трех ведущих станкостроительных фирм, то сейчас решено сократить выбор до двух: японской Mazak и австрийской WFL. Одним из основных условий выбора, а затем и покупки необходимого оборудования является его инновационность. Для того чтобы удовлетворить растущие потребности потребителей нашей продукции, приобретаемое нами оборудование должно отвечать всем требованиям гибкого производства. Это, прежде всего, его надежность и быстрота переналадки. В правильном подборе оборудования нам помогают посещение различных выставок, работа с региональными представителями фирм – производителей оборудования, а также обязательное посещение предприятий-изготовителей с целью налаживания коммерческих и доброжелательных связей.

- Что входит в спектр услуг вашего предприятия? Разработка нефтепромыслового оборудования по заказу нефтяных компаний. Продукция «Новомета» – это: насосы и насосные секции; ступени по отдельным заказам порошковые и литые; гидрозащиты серийные и модульные; погружное оборудование для работы с повышенным газовым фактором – газосепараторы, газосепараторы-диспергаторы, диспергаторы; мультифазные насосы; погружные электродвигатели – асинхронные, асинхронные компаудированные, вентильные, вентильные компаудированные; кожухи к ПЭД; кабельная продукция; электрооборудование – системы телеметрии и станции управления; модули входные; клапаны – обратные шариковые, обратные тарельчатые, спускные; шламоуловители верхние и нижние; фильтры погружные – с пенометаллическим фильтроэлементом, щелевые, скважинные пенометаллические фильтры, скважинные щелевые фильтры, контейнеры скважинные с твердым и капсулированным реагентом; сепаратор механических примесей; наземные мобильные фильтры; системы поддержания пластового давления – в шурфовом исполнении с

www.mediarama.ru

погружным приводом, в шурфовом исполнении с наземным приводом, в горизонтальном исполнении с открытой насосной установкой, блочные насосные станции; фильтры для систем ППД – для нагнетательных скважин, на воду – самоочищающиеся в блочном исполнении, сепаратор механических примесей наземный; насосы струйные; элеваторы монтажные; стенды тестирования оборудования – приемо-сдаточных испытаний ПЭД в режиме холостого хода, приемо-сдаточных и периодических испытаний ПЭД с нагрузкой до 160 кВт, испытаний гидрозащит, горизонтальный стенд испытания насосных секций, стенд испытания кабельных изделий и др.; запчасти и комплектующие для ремонта и модернизации выпускаемого оборудования; сервисные услуги по обслуживанию и ремонту выпускаемого оборудования. Сервисные услуги: консультации по применению нефтепромыслового оборудования; подбор и комплектация оборудования для скважин с различными условиями эксплуатации; предоставление нефтепромыслового оборудования в аренду; предоставление нефтепромыслового оборудования в прокат c полным комплексом услуг (монтаж, запуск и вывод на режим

www.mediarama.ru

установок УЭЦН); инженерное сопровождение нефтепромыслового оборудования; обслуживание УЭЦН во время эксплуатации; осуществление подконтрольной эксплуатации поставляемого оборудования; текущий и капитальный ремонт подземного и наземного оборудования; реконструкция существующих стендов тестирования насосных секций с заменой запорной аппаратуры, контрольноизмерительной системы программного обеспечения; продажа и сопровождение программного обеспечения по подбору системы «пласт – скважина – погружная установка» NovometSel-Pro; по определению надежности НПО по эксплуатационным данным – NovometStatPro; обучение персонала заказчика; обслуживание БКНС и станций ППД.

- Каковы дальнейшие перспективы развития компании? В 2011 году начнется реализация совместного проекта компании «Новомет» и госкорпорации «Рос− нано» стоимостью 18,5 млрд рублей. Об этом в рамках Пермского экономического форума – 2010 объявили генеральный директор ГК «Новомет» Олег Перельман и управляющий директор «Роснано» Александр Кондрашов. Доля инве-

стиций госкорпорации «Роснано» в развитие прорывной отечественной технологии для нефтедобычи составит порядка 4 млрд руб. Еще 10,5 млрд вложат «Новомет» и его нынешние акционеры, а оставшиеся 4 млрд будут получены в виде кредитов. Реализация проекта рассчитана на три года. Финансирование пойдет по таким направлениям работы, как реконструкция и модернизация производства, инновационное развитие, сервисное обслуживание. Применение нанотехнологий позволит «Новомету» создать энергоэффективную установку, которая будет конкурентоспособна на мировом рынке как по цене, так и по своим характеристикам. Реализуемый «Новометом» и «Роснано» проект ориентирован на переход к новой бизнес-модели: от производства и продажи оборудования к оказанию сервисных услуг.

- По какому принципу выстраиваются взаимоотношения с заказчиками? Принципы работы ГК «Новомет»: постоянный поиск новых материалов и конструкций погружного оборудования для сложных условий эксплуатации; тщательная проверка найденных решений на стендах и испытание опытных образцов с участием заказчика; систематический анализ причин подъемов и отказов оборудования; сотрудничество с ведущими научными организациями России; 100% стендовый выходной контроль. В 2004 году на предприятии внедрена система менеджмента качества, промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды в соответствии с требованиями ISO 9001-2000, ISO 14001-2004 и OHSAS 18001-1999. В настоящее время компания занимает около 25% объема рынка погружного оборудования в России. Существующий инженернотехнический центр (ИТЦ) на предприятии обеспечивает принципиальное конструктивное решение основных узлов установки, осуществляет разработку материалов и проводит стендовые и эксплуатационные испытания оборудования. Сотрудники ИТЦ активно сотрудничают с нефтяными компаниями, т. к. выпускаемое оборудование должно быть максимально приближено к требованиям потребителя. Периодически заказчики приезжают на «Новомет» с целью проведения аудиторской проверки соответствия выпускаемой продукции внутренним регламентам и стандартам «Новомета», а также стандартам и техническим требованиям заказчика. По итогам аудита осуществляются корректирующие

и предупреждающие действия для устранения выявленных несоответствий. С 2006 года в «Новомете» раз в три месяца проходит совещание по оценке удовлетворенности потребителей продукцией и сервисом компании. Эти совещания выполняют важную функцию обратной связи между нефтяниками с одной стороны и разработчиками и производственниками ГК «Новомет» с другой. Основные заказчики продукции ГК «Новомет»: «Лукойл», «Рос− нефть», «Сибнефть», «Юганскнеф− тегаз», «ТНК−ВР», «Газпром− нефть−Ноябрьскнефтегаз», «Тур− гай−Петролеум», «Томскнефть», «Оренбургнефть», «Петро Казах− стан Кумколь Ресорсиз».

- Как часто усовершенствуется линейка продукции вашего концерна? Первой продукцией «Новомета» были ступени погружных центробежных насосов для добычи нефти. Изготавливались они по новой для отрасли порошковой технологии, обеспечивающей ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами. На начальном этапе был налажен выпуск ступеней различных типоразмеров, в том числе износо- и коррозионностойкого исполнения. В это же время были предложены новые технологии защиты ступеней от солеотложений. В 1998 году были выпущены насосы нового типа – центробежновихревые. Промысловые испытания на нефтяных месторождениях подтвердили высокую работоспособность этих насосов в осложненных условиях. Данная разработка удостоена премии Правительства РФ в области науки и техники, а также защищена международными и российскими патентами. В 2002 году началось производство насосов по поддержанию пластового давления, погружных электродвигателей и гидрозащит к ним, газосепараторов и обратных опрессовочных клапанов оригинальной конструкции. В этот же период были разработаны новые модели насосов. Данные конструкции защищены российскими и международными патентами. Все это позволило «Новомету» перейти на серийное производство полнокомплектных погружных установок. В 2002–2003 годах разработаны программные продукты, позволяющие оценить условия эксплуатации и ресурс погружного оборудования. В 2003–2004 годах была существенно расширена номенклатура выпускаемых установок – от четвертого до восьмого габарита с диапазоном номинальных подач от 15 до 4000 м3 в сутки.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

31

оборудование В 2004 году начался выпуск фильтров на основе щелевых решеток и сетчетых ячеистых структур для погружных установок. Фильтры предназначены для защиты рабочих органов насосов от попадания механических примесей. В 2004 году высокий уровень развития предприятия подтвержден сертификацией системы управления качеством по международному стандарту ISO 9001:2000. В 2005 году организовано серийное производство высокопроизводительного оборудования. Начато внедрение системы управления предприятием SyteLine. В 2008 году расширена номенклатура выпускаемых установок с третьего до девятого габарита с диапазоном подач от 8 до 6000 м3 в сутки, освоен выпуск вентильных электродвигателей, станций управления и систем телеметрии. В 2009 году разработана УЭЦН для беструбной эксплуатации водяных скважин. Освоен выпуск гидрозащит нового типа: модульные и поршневые. Инновационное предложение 2010 года – энергоэффективные установки, позволяющие экономить до 24% электроэнергии. С 2008 года компания тесно взаимодействует с госкорпорацией «Роснано» в области напыления твердых сплавов на элементы погружного насоса, что призвано увеличить коррозионную и гидроабразивную стойкость оборудования. Новый инвестиционный проект госкорпорации нацелен на расширение и модернизацию производства высоконадежных установок погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти с применением деталей и узлов с наноструктурированным защитным покрытием. В рамках проекта также будет развиваться сервисное направление, предоставляющее клиентам полный комплекс услуг по обслуживанию и сервису электроцентробежных насосов – от подбора установок к скважинам до текущего и капитального ремонта всех узлов, а также обучение персонала заказчика.

- Сколько приблизительно тратится времени на производство продукции? Здесь стоит разделить поставку продукции, которую нужно разрабатывать с нуля, и поставку оборудования, запущенного в серийное производство. В первом случае разработка занимает в зависимости от сложности заказа от 3 до 6 месяцев, а поставки первого образца нефтяникам приходится ждать иногда до одного года. Что касается серийного оборудования,

32

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

то сейчас срок поставки с момента подписания договора составляет 1–2 месяца. В ходе Открытого форума – 2011 генеральный директор ГК «Новомет» Олег Перельман призвал сократить срок поставки по отдельным видам серийной продукции до пяти дней с момента подписания договора.

- С кем вы сотрудничаете на международном рынке? Достижения в сфере технологий и производства нашли свое отражение в расширении географии присутствия «Новомета». Продукция нашей компании работает на четырех континентах – в Европе, Южной Америке, Азии и Африке. Это такие страны, как Россия, Казахстан, Азербайджан, Судан, Ливия, Египет, Сербия, Румыния, Индонезия, Сирия, Колумбия. В планах компании – освоить рынки всех континентов, кроме, естественно, Антарктиды. Зарубежные рынки сбыта – одно из приоритетных направлений развития «Новомета». Отметим, что за 2010 год выручка от продаж нефтепогружного оборудования за рубежом выросла втрое по сравнению с 2009. Заслуживает внимания четырехкратный рост выручки «Новомет-Сервис» в 2010 году на зарубежных рынках.

- Ощущаете ли вы конкуренцию? И каковы ваши преимущества? Конечно. На территории стран бывшего СССР самую серьезную конкуренцию оказывает «Борец».

Он берет свое за счет количества обслуживаемых скважин. Это не тот показатель, в котором «Новомет» планирует конкурировать. Наш сегмент рынка – это сложные инновационные решения. Это скважины, на которых серийное оборудование не может работать. Это наработка, которую не может показать серийное оборудование. Другой наш традиционный конкурент – «Алнас» – свои позиции несколько сдал. В странах за пределами СНГ «Новомет» в 2010 году активно участвовал в зарубежных тендерах, где на равных конкурировал с такими грандами, как «Бейкер Хьюз» и «Везерфорд». Высокий уровень нашей продукции нашел свое подтверждение в заказах, которые «Новомет» получил в странах, где ранее присутствовали только эти американские компании.

- Какие отрасли промышленности представляют интерес для вас сегодня? Конечно же, нефтяная промышленность. Нефтедобыча сегодняшнего дня – это движение от лучших участков недр к худшим, что требует и новых подходов, и новых технологий. Потребности нефтяных компаний иметь новые виды высококачественного оборудования для работы в осложненных условиях понятны машиностроителям. В век ограниченности нефтяных ресурсов одной из сложившихся проблем для большинства российских месторождений, проходящих позднюю стадию раз-

работки, является нарушение герметичности обсадной колонны нефтяных скважин. Характер нарушений различен: негерметичность резьбовых соединений, механическое и коррозионное разрушение труб, смещение труб обсадных колонн. Восстановление герметичности обсадных колонн осуществляется в основном следующими методами: закачкой цементных смесей или вязкоупругих композиций; установкой металлических пластырей; спуском колонн труб меньшего диаметра. Все указанные методы приводят к уменьшению внутреннего диаметра эксплуатационных колонн. Учитывая уменьшенный внутренний диаметр и кривизну скважин, а также наличие колонн с превышением интенсивности набора кривизны, возникла необходимость иметь номенклатуру погружных установок габарита 4 и 3, которые выпускаются не так давно. До середины 90-х годов российские изготовители выпускали установки трех групп: 5, 5А и 6. В настоящее время в связи с повышением обводненности пластовой жидкости, добываемой из существующих нефтяных скважин, ограниченностью ввода в эксплуатацию новых нефтяных месторождений для поддержания существующего уровня объемов добычи нефти на многих нефтяных месторождениях проводится забуривание боковых стволов. Практика реализации этого

www.mediarama.ru

метода свидетельствует о его технико-экономических преимуществах по сравнению с бурением новых скважин как за счет меньшей стоимости бурения, так и за счет возможности использования существующей на месторождении системы сбора, транспорта нефти и газа, коммуникаций. Диаметр

www.mediarama.ru

боковых стволов таков, что они могут эксплуатироваться установками 3 и меньшего габарита, например, габарита 2А. Кроме этого, нефтедобывающие компании рассматривают вопрос о бурении скважин малого диаметра на новых небольших месторождениях, а также – с целью сокращения затрат – о разбуривании старых месторождений, где еще есть участки нефтенасыщенных пластов. Технология бурения боковых стволов в последние годы получила широкое применение. Она является одной из наиболее эффективных, позволяя: увеличить производительность малодебитных скважин; повысить добычу нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки; увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов; вовлечь в разработку выше- и нижележащие продуктивные пласты; вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Стволы забуриваются из основной скважины. Они имеют, как правило, большие углы наклона и малые диаметры. Инновационная разработка компании «Новомет» – УЭЦН 3 габарита – предназначена для

работы в скважинах с минимальным внутренним диаметром колонны 100 мм. Это или разведочные скважины, обсаженные трубой 114 мм, или скважины после ремонта с основной колонной большего типоразмера. Габаритный размер самой установки с кабелем равен 95 мм. Использование в этом габарите традиционных асинхронных погружных электродвигателей (ПЭД) нецелесообразно из-за крайне низкого КПД и значительной длины оборудования. В связи с этим в качестве привода используются вентильные двигатели с наружным диаметром 81 мм и КПД 88,6%. При частоте вращения от 2850 до 6000 об/мин диапазон подач насосов составляет 40–160 м3 в сутки, КПД – 52–63%, а максимально допустимый напор – 3500 м. Ступени насоса изготавливаются по технологии порошковой металлургии, поэтому обладают высокой геометрической точностью и улучшенными характеристиками работы с газожидкостной смесью. При необходимости (например, в скважинах с высоким газовым фактором) установки могут оснащаться мультифазными насосами. 12 апреля 2010 года впервые внедрена в эксплуатацию установка третьего габарита в боковом стволе (скважина № 30 220, куст 781 Самотлорского месторождения «Самотлорнефтегаз»). Диаметр эксплуатационной колонны скважины – 168 мм, боковой ствол обсажен колонной труб – 114 мм. Монтаж

УЭЦН был осуществлен при поддержке технических специалистов «Самотлорнефтегаза». Ранее скважина № 30 220 находилась в простаивающем фонде. После забурки 1 марта 2010 года бокового ствола был проведен ГРП, а затем – шаблонирование колонны под малогабаритный ЭЦН. Установка успешно введена в боковой ствол, спущена на глубину 2443 м. Подача появилась при частоте 4500 об/мин. Сегодня установка эксплуатируется со стабильными параметрами. Анализ, проведенный специалистами «Самотлорнефтегаза», показал, что за первые пять месяцев эксплуатации оборудования было добыто более 5 тыс. тонн нефти. После успешной работы УЭЦН 3 габарита в боковом стволе было принято решение о введении в строй еще нескольких скважин, которые ранее простаивали. В настоящее время компания «Новомет» разрабатывает погружную установку еще меньшего габарита – 2А (максимальный диаметр составляет 82 мм), которую можно будет применять как в основных стволах скважин, так и в боковых. Также стоит отметить, что установки 3 габарита выпускаются с исполнением для работы в горизонтальных участках, а установки 2А габарита уже спроектированы для условий работы при угле наклона от вертикали от 0 до 90 градусов. В мировой практике нефтедобычи данное оборудование не производилось.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

33

оборудование автомобилестроение

От юга до севера Компрессорные установки завода «Борец» используют все вертикальноинтегрированные нефтяные компании России и не только Все фото – «Борец»

Лидия Соколова

Номенклатура компрессорного комплекса «Борец» включает в себя: воздушные, газовые винтовые и поршневые компрессорные установки, модульные станции для сжатия взрывоопасных газов, газоразделительные станции, АГНКС, оборудование для утилизации нефтяного попутного газа

Во исполнение постановления Правительства Москвы № 107-ПП от 24.02.2004 г. производственные мощности московского компрессорного завода «Борец» в течение 2008 года были перенесены на территорию компрессорного завода в Краснодар. На данный момент компрессорный завод «Борец» в Краснодаре выпускает собственную номенклатуру компрессорного оборудования под маркой «Косма». Также предприятие полностью освоило производство и выпуск номенклатуры московского компрессорного завода под маркой «Борец». В Москве сохранен инженерный центр, который продолжает разработку новой компрессорной техники, ведет работы по модернизации и улучшению эксплуатационных характеристик компрессорного оборудования «Борец». Продуктовая линейка Нефтегазовая отрасль – это одна из главных отраслей, на которую ориентируется компрессорный завод «Борец» в производстве компрессорных установок. В данный момент это направление развивается наиболее стремительными темпами. Продуктовая линейка компрессорного завода «Борец» включает в себя оборудование, способное обеспечить всем необходимым основные технологические про-

34

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

цессы в нефтегазовой отрасли: бурение, эксплуатацию скважин, утилизацию попутного газа и переработку углеводородного сырья. Номенклатура компрессорного комплекса «Борец» включает в себя: воздушные, газовые винтовые и поршневые компрессорные установки, модульные станции для сжатия взрывоопасных газов, газоразделительные станции (передвижные азотные станции серии Borets-СДА,

переносные станции серии BoretsНДА и станции в модульном исполнении серии Borets-АМУ), АГНКС, а также оборудование для утилизации нефтяного попутного газа. Кроме того, компрессорные установки разрабатываются исключительно по техническим требованиям заказчика, так как для каждого направления нефтегазовой промышленности необходимо соблюдать индивидуальные параметры.

На протяжении всей своей работы завод «Борец» пережил множество эпох и был свидетелем исторических событий, которые очень важны для нашей страны. Завод был построен в конце 19-ого века известным московским промышленником немецкого происхождения Густавом Листом. Именно на заводе «Борец» в 1905 г. была произведена первая в России компрессорная установка. Во время Великой Отечественной войны на заводе был налажен выпуск реактивных снарядов для минометов «Катюша» и мин для минометов крупных калибров. В разное время на заводе трудились: матрос-партизан Железняк, герои Советского Союза Зоя Космодемьянская, Иван Цапов, Серафим Бирюков, Алексей Никитин и другие. Завод «Борец» первым в СССР наладил производство пропеллерных и плунжерных насосов в 1931 г., в 1932 г. – вертикальных стационарных компрессоров, в 1940 г. – горизонтальных стационарных насосов. Если проследить всю историю освоения технологий заводом «Борец», то можно увидеть, как в советское время развивались компрессорные технологии, так как конструкторы завода всегда шли в ногу со временем, а иногда и опережая его. Сегодня компрессорный завод «Борец» – крупнейшая российская компания, реализующая полный цикл проектирования, производства и сервисного обслуживания компрессорного оборудования, применяющегося в нефтегазовой, нефтеперерабатывающей, горнодобывающей, химической, металлургической и других отраслях. Предприятие сертифицировано международными стандартами качества (ISO 9001:2008), в процессе производства компрессоров используются передовые современные технологии, постоянно расширяется спектр выпускаемой продукции. Компрессорный завод «Борец» входит в ГК «Борец», которая является одной из ведущих российских компаний нефтяного машиностроения, производственные площади расположены на территории России, США, Чехии и других стран.

Компрессоры для утилизации попутного нефтяного газа На сегодня одной из важнейших программ в нефтегазовой отрасли является программа по утилизации попутного нефтяного газа, которая в значительной степени увеличила спрос на поршневые дожимающие газовые компрессорные установки с различными типами приводов, в том числе газопоршневым. Модульные компрессорные станции серии МКС (модульные компрессорные станции) на базе поршневых компрессорных установок специально предназначены для объектов, на которых не предусмотрено строительство стационарного здания компрессорной. Такие станции поставляются полностью укомплектованными и готовыми к работе. Стандартная комплектация включает в себя систему автоматики и управления с возможностью вывода сигналов на удаленный пульт, системы подогрева станции, освещения, регенерации тепла, средства пожарной безопасности, газоанализации и принудительной вентиляции. Все станции поставляются во взрывозащищенном исполнении. Однако ориентация на требования заказчика неимоверно важная часть в той области, что касается компрессоров, поэтому практически каждый компрессорный комплекс укомплектовывается системами регулирования производительности в широком диапазоне. При использовании модульных станций МКС на базе поршневых КУ в сжигаемом попутном газе содержание сероводорода может достигнуть 20%. Кроме того, одним из преимуществ модульных компрессорных станций МКС является отсутствие загрязнений маслом при сжатии газа, а также экономия затрат на электроэнергию. МКС комплектуются компрессорами для сжатия газов до давления 40 МПа (400 кгс/см2) и оборудованы под ключ всеми основными системами, обеспечивающими длительную и надежную работу станций. К основным системам стандартной МКС относятся: - система автоматики с функцией контроля основных параметров и защиты от аварийных режимов работы;

www.mediarama.ru

Производимое оборудование: - модульные компрессорные станции – на базе поршневых газовых и воздушных компрессорных установок, поршневых газовых свыше 315 кВт (ДКС), винтовых воздушных «Шторм» (ВКУ КС), винтовых газовых, АГНКС; - газоразделительное оборудование и передвижные компрессорные станции – азотные станции (АМУ), азотные передвижные станции (СДА, НДА), установки азотного пожаротушения, адсорбционное газоразделение, воздушные передвижные станции (СД, НД); - стационарные компрессорные установки – поршневые воздушные, поршневые газовые, винтовые воздушные («Шторм»); - оборудование для утилизации попутного нефтяного газа; - литейная продукция.

- система автоматического регулирования производительности ПКУ (при необходимости); - система газоанализации; - система автоматического порошкового пожаротушения; - система световой и звуковой сигнализации; - система автономного циркуляционного жидкостного охлаждения ПКУ; - система воздушного охлаждения охлаждающей жидкости; - система смазки механизма движения ПКУ; - система освещения, дежурного отопления и вентиляции; система трубопроводной обвязки в габаритах станции с комплектом запорной, запорнорегулирующей и предохранитель-

www.mediarama.ru

ной арматуры, а также всасывающим фильтром; - система автоматического удаления конденсата (продувка); - система продувки газового тракта азотом; - система продувки электродвигателя. В программе по утилизации попутного нефтяного газа компрессорный завод «Борец» применяет компрессорные модули как собственного, так и импортного производства. К слову, в период с 2008 года по 2010 год специалисты завода реализовали проекты с поставкой компрессорного и дополнительного оборудования в составе установок сбора, подготовки и транспортировки газа, установок осушки и переработки газа для различных подразделений компании «Газпром», НК «КазМунайГаз» (Казахстан), СП «КазГерМунай» и многих других. Основные виды компрессоров Ряд НПЗ и ГПЗ более 30 лет успешно эксплуатируют поршневые воздушные и газовые компрессоры «Борец». Одними из самых известных установок являются компрессоры для газофакельного хозяйства 305 ГП-20/18, которые работают при повышенном содержании сероводорода, компрессоры для сжатия пропана и бутана 305 ГП-20/35, компрессоры для наливных эстакад и многие другие. Отвечая требованиям современности, все модели были существенно модернизированы, сохранив при этом свои названия.

Одними из самых известных компрессорных установок для газофакельного хозяйства являются 305 ГП-20/18, которые работают при повышенном содержании пропана и бутана 305 ГП-20/35, разные модели компрессоров для наливных эстакад. Устаревшие модели Borets-305 UG-20/18 или Borets-305 ГП-30/35 существенно модернизированы: установлена новая система автоматики на базе микропроцессорных мировых производителей, современные клапаны систем газораспределения – все это уже давно входит в стандартное исполнение компрессора. Также были модернизированы компрессоры высокого и среднего давления Borets-305 ВП-16/70, Borets-402 ВП-4/220, Borets-2 ВМ4-8/401. Компрессорные установки ВКУ КС: бурение Для компримирования воздуха завод «Борец» производит модульные компрессорные станции серии ВКУ КС. Их преимущества заключаются в том, что они могут устанавливаться на открытых площадках и не требуют строительства специального фундамента. Эти компрессоры представляют собой блок-бокс, внутри которого монтируется все оборудование с полной трубопроводной обвязкой. Способ охлаждения станции определяет сам заказчик: либо воздушное, либо жидкостное. Система вентиляции компрессорной станции включает в себя жалюзи, с помощью которых регулируется приток атмосферного воздуха, не-

обходимого для работы и охлаждения компрессорной установки, и воздуховоды, предназначенные для отвода теплого воздуха. Конструкция воздуховодов позволяет в летнее время отводить теплый воздух за пределы станции, а в зимнее время – использовать его для дополнительного обогрева внутреннего пространства станции. Также в обязательную комплектацию входят: отопление, система регенерации тепла, освещение и система автоматического пожаротушения. Все станции серии ВКУ поставляются в полной готовности к пуску и имеют сквозной проход вдоль стены для того, чтобы обеспечить свободный доступ как к компрессору, так и к вспомогательному оборудованию. Использование модульных станций возможно при любых колебаниях температуры: от -40 °С до +40 °С. Также была спроектирована компрессорная станция, эксплуатация которой возможна в условиях Крайнего Севера при температуре окружающей среды до -60 °С с автоматическим поддержанием необходимой температуры внутри станции. Заказчики компрессорного завода «Борец»: «Газпром», «Лукойл», «Роснефть», «ТНК», АНК «Башнефть», «Сибнефть» и другие нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия России и СНГ; ведущие предприятия химической и нефтехимической отрасли, практически все атомные электростанции России и Украины, крупнейшие металлургические и добывающие предприятия.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

35

автоматизация

Виртуальные миры Honeywell Интервью с главным техническим советником по региону EMEA и руководителем бельгийского отделения Honeywell Process Solutions Жан-Мари Алье (Jean-Marie Alliet) Все фото – Honeywell

Сергей Анисимов Жан-Мари Алье на одной из конференций компании Honeywell

Несколько лет назад компания Honeywell Process Solutions выделила для себя четыре основных направления деятельности. Итогом работы стала версия АСУ ТП Experion PKS R400.

- В чем заключаются особенности нового продукта? Первое направление отражает запросы заказчиков в целом, независимо от того, какую область они представляют. Здесь речь идет о снижении суммарной стоимости владения открытыми системами автоматизации. Многие клиенты, запрашивающие у Honeywell Process Solutions поддержку работы открытых систем, то есть компьютеров на базе Microsoft, заинтересованы в быстром переходе на новые технологии, и это, пожалуй, является первостепенной задачей для всех, кто работает в сфере автоматизации. В качестве примера возьмем предприятие, на котором функционирует порядка 250 компьютеров. IT-работникам и системным администраторам в данной ситуации очень тяжело поддерживать систему в целом, а также все используемое программное обеспечение в актуальном состоянии, не снижая при этом показателей эффективности. Поэтому в рамках платформы Experion PKS мы осу-

36

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

ществили некоторые доработки, чтобы сделать жизнь наших клиентов легче и приятнее. Мы много и продуктивно работаем в области технологии виртуализации и послепродажного сервиса, в связи с чем сервис для наших заказчиков стал более привлекательным. Для начала я немного расскажу о технологии в целом. Виртуализация – своего рода козырь компании Honeywell, так как мы являемся абсолютным лидером в данном направлении. Многие хотели заняться этим вопросом, многие пытались, но именно Honeywell смогла воплотить идею виртуализации в жизнь. Постараюсь доступно объяснить, что она собой представляет. Для того чтобы использовать компьютер, на него загружают операционную систему (ОС), например Windows. Виртуализация – это программный продукт, устанавливаемый на определенный компьютер, но вместо того, чтобы загрузить ОС на сам компьютер физически, его интегрируют поверх программы виртуализации, то есть первичной становится уже не ОС, а наша программа. При этом не важно, какой у пользователя компьютер, – аппаратная часть и операционная система изолированы друг от друга, связь между ними практически исчезает. Это дает огромные

преимущества. Например, при смене компьютеров на предприятии на новый компьютер можно загрузить те же самые программы, что были установлены на предыдущем, без ущерба для системы. Итак, новый продукт Honeywell стирает сложные взаимосвязи между аппаратной и программной частью в системе. Кроме того, виртуализация значительно упрощает копирование информации с одного компьютера на другой. Например, Honeywell может быстро скопировать всю конфигурацию пользовательской системы, добавить в собственную лабораторию и оперативно помочь заказчику решить технические проблемы. Также существует технология дистанционной связи с компьютерными системами, которые работают у заказчика на производстве. Иначе говоря, мы имеем возможность диагностировать состояние системы на расстоянии, то есть нашим специалистам уже не обязательно приезжать к заказчику для того, чтобы устранить ту или иную системную неполадку. Это особенно актуально для наших клиентов из России, Украины и Казахстана, поскольку теперь сотрудникам Honeywell не придется проводить несколько недель в ожидании визы для въезда в страну. Программа виртуализации позволяет дистанционным образом подключиться к сети предприятия, скопировать пользовательскую систему, через сеть доставить ее нашим специалистам в IT-лабораторию и, соответственно, намного быстрее диагностировать и устранить проблему.

- Хранится ли эта система на сервере? И зачем ее копировать? Виртуализировать можно как серверы, так и обычные рабочие станции. Допустим, у заказчика возникла какая-либо проблема в системе. Для того чтобы ее решить, специалисты IT-лаборатории Honeywell попробуют построить систему, идентичную той, что сконфигурировал заказчик, чтобы, соответственно, воспроизвести и саму проблему. Стандартные системы, то есть системы без использования тех-

нологии виртуализации, очень сложно скопировать. В этом явное преимущество виртуализированных систем.

- И все же – если у вас есть дистанционный доступ к работе с системами, то зачем вам их копировать? Напомню, что я привел в пример сценарий, по которому у заказчика возникла какая-то проблема в системе. Нам требуется копия системы нашего клиента, ведь не станем же мы экспериментировать на реальном технологическом процессе! Это должна быть offline-система. И копия в нашей лаборатории дает возможность без опаски совершать с ней любые манипуляции. С помощью технологий виртуализации специалисты Honeywell могут осуществлять максимально эффективную поддержку открытых систем заказ-

Компании – клиенты Honeywell, расположены в США, Индии, Китае, России, Казахстане, Украине…

www.mediarama.ru

Honeywell International – многоотраслевая промышленно-технологическая корпорация со штаб-квартирой в городе Морристаун (штат Нью-Джерси, США), предоставляющая услуги по всему миру. Honeywell обладает технологиями, опытом и глобальными ресурсами, необходимыми для выполнения нефтяных и газовых проектов любого масштаба и сложности. Компания предлагает широкий спектр проектных услуг и поддержки для совместной работы систем автоматизации заказчика с системами сторонних производителей. чика. Кроме того, предлагаемый сервис позволяет значительно снизить расходы предприятий на обслуживание компьютерных систем.

- У вас уже есть клиенты в России? На данный момент их нет. Поставки виртуализированных систем начались в середине 2010 года, и сегодня мы работаем лишь с относительно небольшими системами и только с некоторыми из наших приложений. Однако в дальнейшем Honeywell будет расширять сферу применения этой технологии и переходить на более крупные системы. В 2011 году мы планируем виртуализировать крупные системы Experion PKS. На данный момент у Honeywell уже есть несколько систем в разных странах мира, и мы лишь в начале пути.

- В каких странах продукт уже интегрирован? В США, Индии, Китае, в некоторых странах Западной Европы – эти проекты уже завершены.

www.mediarama.ru

- Находите ли вы это направление деятельности компании самым перспективным? В этом году у нас появилось порядка 80–120 новинок, и среди них есть большое количество многообещающих проектов. Но технология виртуализации, можно сказать, корректирует правила игры в отрасли в целом, она фундаментально меняет подход к построению и поддержке ITсистем. Несмотря на то, что в нашей отрасли виртуализация рассматривается как инновация, в сферах IT и телекоммуникаций эта технология используется уже достаточно давно. Таким образом, виртуализация является уже зрелой апробированной технологией. Сейчас Honeywell постепенно внедряет ее в системы АСУ ТП, поскольку речь идет о безопасности обслуживаемых нами производств.

- Я уже купил такой комплекс для своей редакции, хотя моя компания в 1000 раз меньше нефтяной корпорации. Удивительно,

почему существует такое отставание нефтяной и газовой индустрии? Дело в том, что речь идет об опасных производствах. Мы не

можем рисковать, работая с предприятиями данных отраслей. Внедрению подлежат только полностью проверенные технологии, торопиться нет никакого смысла.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #1-2 2011

37