Эксперт. Газ и Нефть №4 2011 / Expert. Gas & Oil #4/2011

Общенациональный отраслевой журнал №4 2011

МЕДИАРАМА

«Лукойл» надеется на Западную Сибирь Решения KWH Pipe – 20 минут на один стык «Борец» расширяет ассортимент продукции «Роснефть» нашла нефть под Иркутском

стр. 10 стр. 22 стр. 26 стр. 31

«МНПЗ» ПОВЫСИТ КАЧЕСТВО ТОПЛИВА

содержание

8

Фото – «Лукойл»

6

ДНИ РОЖДЕНИЯ ПЕРСОНА НОМЕРА Инвестиции в модернизацию «МНПЗ» составят 56 млрд рублей Интервью с генеральным директором Московского нефтеперерабатывающего завода Аркадием Егизарьяном

10

ДОБЫЧА Все надежды на Западную Сибирь «Лукойл» пытается стабилизировать добычу нефти

12

«Россия и нефть неразлучны» Влияние государства на воспроизведение сырьевой базы

16

КТО ЕСТЬ КТО Добытчики «черного золота»

22

10 Фото – Александр Широких

Руководители российских нефтедобывающих компаний

ТРАНСПОРТИРОВКА 20 минут на один стык Финская компания Gasum использует систему WehoCoat для стыков на новом газовом трубопроводе

24

Перевозка химии и СУГ из Азии Решение логистических задач нефтехимического рынка

26

ФОТОРЕПОРТАЖ «Борец» ведет борьбу за рынок ГК «Борец» расширяет спектр выпускаемой продукции

30

МЕРОПРИЯТИЕ Резолюции «Энеркон» ушли в Правительство

31 32

22 Фото – «Борец»

В Москве состоялась II Международная конференция «Энеркон» по вопросам инновационного развития нефтегазовой отрасли

26

НОВОСТИ АВТОМАТИЗАЦИЯ Безопасность нефтепроводов Интервью с генеральным директором компании «Хоневелл Казахстан» Иваном Дудиным

34

КОМПРЕССОРЫ Сбор и утилизация ПНГ Решения на базе поршневых модулей сжатия «Борец» и Ariel и винтовых модулей сжатия импортного производства

РЕДАКЦИЯ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР/ ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Эдуард Чумаков ГЛАВА НАБЛЮДАТЕЛЬНОГО СОВЕТА Валерий Язев СОВЕТНИК ГЕНЕРАЛЬНОГО ДИРЕКТОРА Людмила Егоркина РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА Александр Широких ВЫПУСКАЮЩИЙ РЕДАКТОР Мария Винникова ЗАМ. ВЫПУСКАЮЩЕГО РЕДАКТОРА Екатерина Брызгалова

ОБОЗРЕВАТЕЛЬ Зинаида Сацкая КОРРЕСПОНДЕНТЫ Виктория Архипова Валерия Лапина Дмитрий Малянов Светлана Фегина Людмила Ягуткина ФОТО НА ОБЛОЖКЕ «МНПЗ» КОРРЕКТОР Маргарита Соколова ВЕРСТКА Максим Гончаров ХУДОЖНИК Софья Евстигнеева

КОММЕРЧЕСКАЯ СЛУЖБА Александр Левин Светлана Петрова Алексей Ярыгин (руководитель) СЛУЖБА ПОДПИСКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ Светлана Мироненко podpiska@mediarama.ru Свидетельство Росохранкультуры: ПИ №ФС77-44920. Учредитель: «Медиарама.ру». Издатель: «В2В-группа «Эксперт-Медиарама». Редакция журнала не несет ответственности за достоверность сведений в рекламе, платных объявлениях и статьях, опубликованных под грифом «на правах рекламы».

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

E-mail: satskaya@expert.ru. © «Эксперт. Газ и Нефть». Цена свободная. Тираж – 5 000 экземпляров. Подписано в печать 11.08.2010. Отпечатано в типографии «Домино Print New».

дни рождения 13

Август 2 Александр БОГАЧЕВ, президент буровой компании «Евразия»

3 Юрий КАДЖОЯН, генеральный директор компании «ЛукойлНижневолжскнефть» – генеральный директор компании «ЛукойлКалининградморнефть» 5 Виталий МАРКЕЛОВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Томск» Александр НАТАЛЕНКО, председатель совета директоров компании «Новатэк» 7 Александр МАТЫЦЫН, вицепрезидент – начальник главного управления казначейства и корпоративного финансирования компании «Лукойл» 8 Алексей ЗАШИХИН, генеральный директор компании «ЛукойлЧерноморье» Михаил СЕМЕНОВ, генеральный директор компании «Комирегионгаз» 9 Андрей ТАТАРИНОВ, генеральный директор «Газпром добыча Иркутск»

10 Дмитрий АРХИПОВ, первый заместитель руководителя аппарата правления – начальник департамента внутреннего аудита аппарата правления компании «Газпром» 11 Павел ЗАВАЛЬНЫЙ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Югорск» Леонид МИХЕЛЬСОН, председатель правления компании «Новатэк»

6

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

Владимир МУЛЯК, вице-президент – начальник главного управления по обеспечению добычи нефти и газа компании «Лукойл» – председатель совета директоров компании «Ритэк» 14 Александр МЕДВЕДЕВ, заместитель председателя правления «Газпрома», генеральный директор компании «Газпром экспорт» Сергей КАРАСИКОВ, генеральный директор компании «Липецкрегионгаз» 15 Валерий КОЛОТИЛИН, генеральный директор компании «Газпромнефть – нефтесервис» 16 Василий ДРАЧЕН, генеральный директор компании «Туларегионгаз» 17 Елена ВАСИЛЬЕВА, заместитель председателя правления компании «Газпром»

20 Виктор БРОННИКОВ, генеральный директор компании «Востокнефтепровод» 21 Сергей ВЛАСИЧЕВ, генеральный директор компании «Регионгазхолдинг»

22 Юрий ТРОПИНОВ, генеральный директор компании «Новгородрегионгаз» Андрей ТРУХАЧЕВ, вице-президент по корпоративным отношениям компании «НГК «Славнефть» Ярослав ГОЛКО, член правления, начальник департамента инвестиций и строительства компании «Газпром»

24 Юрий ФИШЕР, генеральный директор компании «Челябинскрегионгаз» 25 Виктор ТАУШЕВ, генеральный директор компании «Пензарегионгаз»

Юрий ВАЖЕНИН, генеральный директор компании «Газпром переработка»

27 Анатолий ЧЕРНЕР, заместитель председателя правления – заместитель генерального директора по логистике, переработке и сбыту компании «Газпром нефть» 29 Борис ЗИМИН, председатель правления – генеральный директор компании «Нортгаз» Андрей КИСЛОВ, генеральный директор компании «Самарарегионгаз» Сентябрь 1 Вагит АЛЕКПЕРОВ, председатель правления – президент – член совета директоров компании «Лукойл»

Юрий СУХАНОВ, председатель правления – президент компании «Славнефть» 20 Фарит ГАЗИЗУЛЛИН, член совета директоров компании «Газпром»

2 Виталий КАРАГАНОВ, директор департамента переработки нефти и газа Министерства энергетики РФ 7 Давид ГАЙДТ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Екатеринбург»

24 Олег ГОРДЕЕВ, старший вицепрезидент по коммерции «РуссНефть» 26 Сергей ШМАТКО, министр энергетики РФ

9 Алишер УСМАНОВ, генеральный директор компании «Газпром инвестхолдинг»

23 Михаил АКСЕЛЬРОД, генеральный директор компании «Газпром инвест Юг»

Рафкат КАНТЮКОВ, генеральный директор компании «Газпром трансгаз Казань»

Владимир БЕЛОУСОВ, первый заместитель генерального директора по нефтегазовому направлению компании «ОМЗ» 12 Михаил СТУДЕНСКИЙ, директор управляющей компании «Татбурнефть» 14 Али БЕГЛОВ, генеральный директор компании «Лукойл – Бункер» 15 Владимир КРАВЦОВ, генеральный директор компании «Норильскгазпром» Виктор ЗУБКОВ, первый заместитель председателя Правительства РФ, председатель совета директоров компании «Газпром» 16 Елена КАРПЕЛЬ, начальник департамента экономической экспертизы и ценообразования компании «Газпром» Наталья ДВОЙНИШНИКОВА, генеральный директор компании «Кузбассрегионгаз»

10 Сергей ГРИГОРЬЕВ, вицепрезидент компании «Транснефть» 11 Константин ЛОБКО, генеральный директор компании «ПетербургГаз» Эдуард ХУДАЙНАТОВ, первый вице-президент по производству и капстроительству компании «Роснефть»

28 Станислав ПОПОВЦЕВ, генеральный директор компании «Комигазинвестстрой» 29 Виктор КРИВОРОТОВ, генеральный директор «Киришской фирмы «Нефтезаводмонтаж» 30 Александр ЛЕЙФРИД, генеральный директор компании «Лукойл – Пермь»

www.mediarama.ru

персона номера

Инвестиции в модернизацию «МНПЗ» составят 56 млрд рублей Интервью с генеральным директором Московского нефтеперерабатывающего завода Аркадием Егизарьяном

Все фото – «МНПЗ»

Екатерина Брызгалова

Аркадий Егизарьян родился 18 октября 1974 г. в Баку Азербайджанской ССР. В 1996 г. окончил факультет экономики и финансов по специальности «мировая экономика» Санкт-Петербургского государственного университета. В 2003 г. окончил международный факультет менеджмента (СПбГУ), где получил степень магистра бизнес-администрирования. Работал коммерческим директором «Плекс-авто» и заместителем генерального директора промышленной группы «Петросоюз». В 2005–2006 гг. работал заместителем генерального директора компании «Томскнефтехим» по экономике и финансам, в 2007 г. назначен генеральным директором компании «Томскнефтехим». Работал руководителем службы технологии и оптимизации производства в компании «Сибур». С 2009 г. занимал должность исполнительного директора NIS Petrol, возглавляя направление логистики, переработки и сбыта в сербской NIS. С 2010 г. работает генеральным директором «Московского НПЗ».

8

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

В 2009 году на Московском нефтеперерабатывающем заводе («МНПЗ») стартовала программа по реконструкции и модернизации нефтеперерабатывающего предприятия. Программа предусматривала масштабные мероприятия, направленные на подготовку завода к производству нефтепродуктов, соответствующих экологическим классам 4 и 5 (аналог Евро-4 и Евро-5), а также на увеличение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов. В целом программа рассчитана до 2020 года. С начала 2011 года завод уже начал выпускать дизельное топливо и бензины класса 4, а к 2013му году планируется начать производство экологически чистых моторных топлив класса 5. О том, в каком режиме проходит модернизация и каких результатов уже удалось достичь, нашему журналу рассказал генеральный директор «МНПЗ» Аркадий Егизарьян.

- В 2011 году «МНПЗ» начал производить топлива, соответствующие экологическим стандартам Евро-4. Как долго проходила модернизация производства и в чем она заключалась? По большому счету, этот этап не требовал грандиозной модернизации – мы произвели ряд технических мероприятий, связанных в первую очередь с заменой каталитической системы на установке гидроочистки. Сейчас на «Московском НПЗ» в рамках масштабной программы модернизации нефтеперерабатывающих заводов компании «Газпром нефть» реализуются комплексные мероприятия, которые в том числе направлены на подготовку производства к выпуску топлив 5-го класса.

- Какова динамика переработки нефти за последние пять лет? Как сильно изменились эти данные в связи с проведением модернизации? На Московском заводе существует два цикла ремонтов: малого и большого колец технологических установок. В зависимости от того, на каком кольце ведутся ремонтные работы, меняются объемы перерабатываемой нефти. Номинальная производительность достигается по годам и колеблется от 9 млн 300 тыс. тонн до 10 млн тонн. Часть той программы мероприятий, которая сейчас реализуется на заводе, направлена и на увеличение межремонтного пробега – в ближайшей перспективе он достигнет четырех, а затем и шести-восьми лет. В 2010 году на заводе было переработано 10 млн 147 тыс. тонн нефти. Стоит отметить, что это достаточно высокий показатель, который был достигнут за счет оптимального уровня загрузки малого кольца установок. Мы планируем, что в 2011 году «Московский НПЗ» переработает не менее 10 млн 300 тыс. тонн нефти. Это будет новый рекорд

для завода, но далеко не предел. В будущем, за счет проведения технических мероприятий, в частности – дополнительной загрузки одной из колонн АВТ, годовые объемы по переработке нефти будут только расти.

- Какова доля «Московского НПЗ» в общем объеме переработки нефти в России? Всего в России перерабатывается около 220 млн тонн нефти в год. Объемы переработки свидетельствуют, что доля «МНПЗ» на российском рынке составляет 4–4,5%.

- Каковы ключевые параметры программы масштабной модернизации завода? Если говорить о производстве топлив 4 и 5 классов, то здесь мы, естественно, ориентируем-

www.mediarama.ru

ся на требования и параметры, которые зафиксированы в техническом регламенте «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». Ключевыми из них являются: содержание серы, цетановое для дизтоплива и октановое число для бензинов, учитывается содержание ароматических веществ и так далее. Если говорить об этапности, то программу модернизации, в целом рассчитанную до 2020 года, можно разделить на два этапа. До 2015 все наши усилия будут направлены на реализацию мероприятий, цель которых – обеспечение выпуска продукции завода в соответствии с требованиями технического регламента и выпуск топлив класса 4 и 5. Второй этап – до 2020 года – будет главным образом направлен на увеличение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов. В настоящий момент наша главная задача – приведение предприятия к мировым стандартам и повышение качества моторных топлив. Сегодня мы реализуем инвестиционный проект – строительство установки

гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга. Параллельно с этим строится установка изомеризации легкой нафты – в ней применяются технические решения, которые позволят получать бензины с высоким октановым числом, соответствующие требованиям классов 4 и 5. Запуск установки в эксплуатацию планируется в конце 2012 года. Если говорить о дизельном топливе, то в настоящее время мы проводим реконструкцию действующей установки гидроочистки ЛЧ-24-2000, направленную на снижение содержания серы в дизтопливе.

- Как вы выбираете подрядчиков для проведения модернизации на «Московском НПЗ»? Каждый подрядчик выбирается путем проведения тендерных процедур. Мы стремимся обеспечить максимальную эффективность и прозрачность каждого инвестпроекта. В частности, генпроектировщиком по модернизации шести технологических установок был выбран «ВНИПИнефть». Мы выбираем разные проектные организации, ориентируясь в первую очередь на различные технические показатели и требования к проводимым работам.

- С какими производителями оборудования работает завод? Мы отдаем приоритет российским производителям оборудования, стоимость которого в некоторых случаях значительно ниже, чем у западных аналогов. Важно и то, что мы можем в большей степени контролировать отечественных производителей оборудования. Однако это не означает, что мы не закупаем современное и сложное оборудование иностранного производства.

- Каков объем инвестиций, который в целом планируется направить на реализацию программы модернизации? По нашим оценкам, инвестиции в программу реконструкции и модернизации завода составят порядка 56 млрд рублей. Здесь большую роль играют инфляционная составляющая и изменение курса рубля относительно иностранной валюты, поскольку мы частично зависим от поставок иностранного оборудования. Формально бюджет модернизации утвержден в перспективе до 2017 года. А после 2017 года планируется новый порог модернизации, основные идеи которой уже сформулированы.

- Каким образом происходит финансирование? Все подобные решения утверждаются советом директо-

«Московский НПЗ» – один из старейших нефтеперерабатывающих заводов России, который был построен больше 70 лет назад для обеспечения потребностей в топливе Москвы и Московской области. За время работы «Московский НПЗ» переработал более 400 млн тонн нефти. Основным акционером «Московского НПЗ» является компания «Газпром нефть».

www.mediarama.ru

Структура производственного потенциала: - предприятие топливно-химического профиля; - мощность по переработке нефти 10 млн т/год; - доля «Московского НПЗ» в общем объеме переработки нефти составляет 4–4,5%. По объему переработки «Московский НПЗ» входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти (седьмое место); - 23 технологические установки; - преимущество мощностей вторичных процессов: доля гидрогенизационных процессов очистки бензиновых, средних и вакуумных дистиллятов – 55%, деструктивных процессов и процессов облагораживания бензинов – 25%.

ров «Московского НПЗ». Программа модернизации реализуется за счет средств компании «Газпром нефть», мы не привлекаем кредитные ресурсы для реализации своих инвестиций.

- Москва и Московская область – это регион, транспортная система которого является самой развитой во всей России. Какой процент потребления на этом рынке составляют нефтепродукты, произведенные «Московским НПЗ»? По последним актуальным оценкам, «МНПЗ» поставляет на рынок Москвы и Подмосковья от 40% до 50% светлых нефтепродуктов. Остальное уходит за пределы Московской области – в регионы.

- Какова экологическая политика предприятия на данный момент? Мы стремимся максимально соблюдать все требования российского законодательства. «Московский НПЗ», как никакое другое предприятие, находится под пристальным вниманием природоохранных органов, поскольку завод расположен на территории столицы. Это накладывает на нас определенные экологические обязательства. Безусловно, в процессе реализации программы модернизации «Московского НПЗ» решаются вопросы, связанные с экологическими требованиями. Мы достаточно жестко контролируем инвестиционные проекты, выделяя необходимые средства для соблюдения всех норм и правил природоохранных органов. Мы не только формально следуем букве закона, но и на практике создаем более комфортные экологические условия для людей, которые проживают в непосредственной близости от завода.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

9

добыча

Все надежды на Западную Сибирь «Лукойл» пытается стабилизировать добычу нефти Александр Тутушкин Ни для кого не секрет, что добыча нефти в России стагнирует. Если в начале 2000-х годов ее ежегодный прирост превышал 10%, то в последние годы он колеблется в пределах 1–2%. Причины вполне понятны: это естественное истощение старых месторождений и недостаточно активное освоение новых, которых, к тому же, не так много, и расположены они в отдаленных регионах, где требуются огромные вложения в создание инфраструктуры. Эти проблемы нашли свое отражение в деятельности «Лукойла», одной из крупнейших компаний отрасли. В 2008 году впервые в своей истории она показала небольшое снижение добычи. Поскольку по старой советской традиции объем добычи всегда считался главным показателем работы предприятий отрасли, этот результат стал весьма неприятным сюрпризом для руководства компании. Вероятно, по этой причине тогда же, в 2008 году, оно объявило одной из основных производственных задач стабилизацию добычи в традиционном регионе деятельности компании – Западной Сибири. Именно в этом регионе работают три основных подразделения «Лукойла», на базе которых в начале 90-х годов и был создан холдинг – ТПП «Когалымнефтегаз», «Ланге− паснефтегаз» и «Урайнефтегаз». И по сей

Все фото – «Лукойл»

В 2010 году Западная Сибирь дала «Лукойлу» 53% всей нефти и 59% газа

10

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

день эти предприятия дают «Лукойлу» львиную долю его добычи. Согласно годовому отчету компании, в 2010 году здесь произведено 53% всей лукойловской нефти и 59% газа. В целом по холдингу тенденция к снижению добычи нефти в 2010 году продолжилась – ее получено около 96 млн тонн, что на 1,6% меньше уровня 2009 года. Производство газа при этом пока продолжает расти – на 20,3% – до 21,3 млрд м3, что происходит в основном за счет месторождений в Узбекистане. Как отмечает аналитик «Тройки Диалог» Валерий Нестеров, задача стабилизации добычи в Западной Сибири чрезвычайно актуальна, что обусловлено истощением старых месторождений (только за май 2011 года добыча на них упала на 2%) и ограниченностью новых ресурсов. Эксперт напоминает, что в последние годы надежды на возобновление роста добычи «Лукойл» связывал с запуском Южно-Хыльчуюского месторождения в Ненецком автономном округе. В 2008 году компания вместе с американской ConocoPhillips начала там добычу, но партнеров постигло разочарование: после непродолжительного роста добычи началось ее снижение. В частности, если в мае 2009 года там было добыто 686 000 тонн, то годом позже – всего 371 000 тонн. По мнению Нестерова, такое падение, вероятно, связано с ошибкой в определении первоначальных запасов месторождения, и именно это обстоятельство, по всей видимости, стало одной из причин выхода американской компании из капитала «Лукойла». Еще одной надеждой на рост добычи в «Лукойле» считают месторождения Северного Каспия. Пока что добыча ведется

с 2010 года только на одном из них – имени Корчагина. Но проектный уровень производства на нем – всего 2,4 млн тонн нефти и 1 млрд м3 газа в год, что для масштабов «Лукойла» вряд ли можно считать прорывом. Таким образом, стабилизации нефтедобычи в Западной Сибири у «Лукойла» нет альтернативы в виде освоения «свежих» запасов. «В этом плане перед компанией стоят те же проблемы, что и перед другими западносибирскими «старожилами» – «Сургутнеф− тегазом», «Газпром нефтью», «ТНК−ВР», - отмечает Нестеров. - Другое дело, что компания несколько отстала от конкурентов в широкомасштабном внедрении передовых, пусть и дорогостоящих, но высокоэффективных технологий, например горизонтального бурения». Теперь «Лукойл» начинает наверстывать упущенное. Как сказано в годовом отчете компании, за счет применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов и бурения горизонтальных скважин компании удалось снизить темпы падения добычи в Западной Сибири с 7,1% в 2008 году до 3,8% в 2010 году. Как заявил на недавнем собрании акционеров «Лукойла» вице-президент компании Владимир Муляк, «текущее состояние разработки характеризуется выработкой от начальных извлекаемых запасов на 57%, средней обводненностью 88,1%, переходом основных месторождений в III фазу разработки. При этом остаточные извлекаемые запасы в неразбуренных частях локализованы в коллекторах с низкими фильтрационноемкостными свойствами». По словам Муляка, для экономически эффективного ввода таких

запасов в разработку на месторождениях Западной Сибири впервые в России были внедрены новейшие технологии заканчивания эксплуатационных скважин с применением многозонного гидроразрыва пласта, что дало возможность увеличить входные дебиты новых скважин в 3–6 раз. В результате на некоторых месторождениях уже обеспечен рост добычи нефти. Например, на Урьевском и Поточном месторождениях, выработка которых составляет 62% и 89% соответственно. Добыча нефти на Урьевском месторождении, введенном в эксплуатацию в 1978 году, выросла на 9,3% – до 2,86 млн тонн, что достигнуто за счет введения в эксплуатацию 83 новых скважин со средним дебитом нефти 25,7 тонн в сутки, в том числе двух горизонтальных со средним дебитом 59,1 тонн в сутки. На действующих скважинах в 2010 году пробурены 12 вторых стволов со средним приростом дебита нефти 12,5 тонн в сутки. В целом же по региону за счет внедрения передовых технологий и увеличения объемов бурения в 2012 году планируется снизить темп падения добычи до 1,5% в год. «Судя по заявлениям топ-менеджеров «Лукойла», они весьма озабочены тем, чтобы остановить спад добычи в традиционных регионах деятельности компании, – отмечает Валерий Нестеров, – да и руководство страны, что немаловажно, ждет от них того же. Поэтому такая задача вполне реальна. Реконструкцию НПЗ «Лукойл» в основном завершил, так что теперь самое время сосредоточиться на секторе up stream». Эксперт отмечает, что если в 2010 году компания вложила в него $6,7 млрд, то в течение 2011 и 2012 гг. можно ожидать $18,2 млрд.

В Западной Сибири работают три основных подразделения «Лукойла»: ТПП «Когалымнефтегаз», «Лангепаснефтегаз» и «Урайнефтегаз»

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

11

добыча

«Россия и нефть неразлучны» Влияние государства на воспроизведение сырьевой базы Валерия Лапина «Мне недавно попалось на глаза очень интересное высказывание Гейдара Алиева: «Наличие в Азербайджане богатых нефтегазовых ресурсов – счастье нашего народа и самый главный фактор развития нашей страны, хорошего проживания нашего народа в настоящем и будущем». Что касается России, то 2010 год для нефтегазовой отрасли, на мой взгляд, сложился достаточно благополучно. Добыча нефти с газовым конденсатом составила более 505 млн тонн, газа – 650 млрд м3». Конечно, эти цифры не точны. По словам Геннадия Шмаля, даже на этот момент официальных данных по добыче нефти и газа за 2010 год нет. Но нефтегазовый комплекс вышел с наименьшими потерями по сравне-

нию с другими отраслями нашей экономики. Премьер-министр Владимир Путин неоднократно напоминал о той роли, которую играет нефтегазовый комплекс экономики страны: 55% бюджета составляет нефтегазовый сектор. Вместе с тем перспектива развития нефтегазового сектора не зависит от сегодняшнего уровня добычи. В первую очередь она зависит от запасов и новых способов добычи. Сюда же надо включить и совершенствование налоговой конструкции. Текущая ситуация «Надо иметь талант, чтобы в нашей стране, добывающей нефти больше всех в мире, организовать дефицит бензина, который случился в апреле

2011 года, – отмечает Геннадий Шмаль. – Дело не в том, что нет бензина, а в том, что не могут организовать дело на местах. Необходимо думать о составлении баланса как в целом по России, так и по регионам, помесячно, поквартально. Тогда не будет возникать таких моментов. Министерство природных ресурсов нашло уникальный способ прироста запасов: зачем создавать геологоразведочные партии, буровые предприятия, бурить опорные скважины, когда можно обеспечить природные запасы, не выходя из кабинета? Для этого надо обязать недропользователей повысить уровень извлечения нефти в проектах разработки новых нефтяных месторождений. И вопрос якобы будет решен».

Фото – «Газпром нефть»

Возможности развития экономики России колоссальны, главное – суметь этими возможностями воспользоваться. Сравним, к примеру, развитие промышленности России и Норвегии. За 30 лет с начала освоения нефтяных и газовых месторождений Норвегия вошла в тройку самых благополучных стран мира. ВВП на душу населения в Норвегии составляет $95 тыс., в России – менее $12 тыс. Если подробнее остановиться на источниках ВВП, то промышленность в Норвегии составляет 46%, в России – 47%. На добывающую промышленность в Норвегии приходится 37%, а в России – 21%. По словам президента Союза нефте− газопромышленников России Геннадия Шмаля, на эти цифры надо обратить особое внимание.

В конце XX века снизилась эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ в связи с ухудшением горногеологических условий и увеличением степени разведанности основных районов

12

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

Такое критическое замечание далеко небезосновательно. Сегодня КИН в среднем по разрабатываемым месторождениям в России составляет 0,29–0,30. Увеличение проектного КИН всего на 1% равноценно открытию крупного нефтяного месторождения с запасами около 1 млрд тонн нефти. Поэтому, по мнению Геннадия Шмаля, можно с большим сомнением отнестись к озвученным руководством Минприроды цифрам о 750 млн тонн запасов, приращенных в 2010 году. Никаких крупных месторождений открыто не было, а объем разведочного бурения составил чуть более 600 тыс. м. Поэтому подобные запасы можно назвать виртуальными. По оценкам специалистов, мировые нефтяные компании тратят достаточно большие средства из своей выручки на прирост запасов. В среднем стоимость тонны разведанных запасов в мире составляет $6. В Западной Сибири это примерно $2,4–2,6; в Восточной Сибири – $3,7–4,5, хотя пример Талаканского нефтяного месторождения говорит о том, что

www.mediarama.ru

эта цифра в два раза больше и составляет $7–8. Итого: на 1 млн тонн прироста запасов потребуется примерно 180 млн руб. А на 750 млн тонн, о которых говорили руководители Минприроды, надо 135 млрд рублей, которых выделено не было. Уже в конце XX века снизилась эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ в связи с ухудшением горногеологических условий, увеличением степени разведанности основных районов и недостаточной оснащенностью геологоразведочных и геофизических работ современной техникой. В нефтяной промышленности в последние годы произошло отставание темпов роста разведочного бурения в общем объеме буровых работ. В 1970-е гг. удельный вес разведочного бурения составлял 48%, в 1985–1989 гг. – 20%, в наше время эта цифра составляет менее 5%. Все это привело к необеспеченности высокопродуктивными запасами достигнутых и планируемых уровней добычи нефти. Изменилась и структура запасов: сегодня доля трудноизвлекаемых запасов составляет более 60%. Значительно снизился среднесуточный дебет новых скважин. В 1975 г. он составлял 59 тонн, в 1986 г. – 24 тонны, к 2008 г. – 13 тонн. Что касается объема разведочного бурения, то в 1985 году эта цифра составила 6,4 млн м, в 2003 году – 1 млн м, в 2004 году – 800 тыс. м, в 2009 году – 1,2 млн м, в 2010 – всего около 700 тыс. м. В 1994–2007 гг. добыча нефти составила 4,7 млрд тонн, а прирост запасов – 3,4 млрд тонн. Добыча газа в эти годы составила 7,8 трлн м3, прирост запасов – 5,3 трлн м3. Геннадий Шмаль: «В наше время, когда мы работали в Тюмени, эффективность бурения была очень велика – до 1 тыс. тонн запасов нефти на 1 м бурения, то же самое и по газу. Но в среднем по стране запасы нефти были 200–250 тонн на метр. И когда мы говорим о том, что мы пробурили миллион, отсюда и запасы – максимум 200 млн. В течение пяти лет, в 1976–1980 гг., нарастили 5,6 млрд тонн. Начиная с 1996 года, произошло резкое падение прироста запасов. Поэтому одним из главных приоритетов должна стать государственная политика в сфере недропользования, необходим национальный проект, стимулирующий развитие самой нефтяной промышленности».

Геннадий Шмаль родился 20 августа 1937 г. в Краснослободске Мордовской АССР. В 1959 г. окончил Уральский политехнический институт им. Кирова по специальности «инженерметаллург». В 1983 г. окончил Академию народного хозяйства при Совете Министров СССР. По окончании вуза работал инженером Березниковского титаномагниевого комбината, затем – участвовал в создании топливно-энергетического комплекса в Западной Сибири, работая с 1966 г. первым секретарем Тюменского обкома ВЛКСМ, с 1971 г.

– первым секретарем Тобольского горкома КПСС, с 1973 г. – вторым секретарем Тюменского обкома КПСС. В 1978–1981 гг. возглавлял объединение «Сибкомплектмонтаж» Миннефтегазстроя СССР; в 1982 г. был назначен заместителем министра. В 1984 г. – первым заместителем министра строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР. После упразднения министерства в 1990 г. стал председателем правления государственного концерна «Нефтегазстрой»; в декабре 1991 г. был избран председателем правления и одновременно председателем совета директоров «Роснефтегазстрой», образованного на базе концерна. С 1998 г. – председатель совета директоров. В настоящее время – президент Союза нефтегазопромышленников России.

Геологоразведочные работы Что касается бюджетного финансирования геологоразведочных работ, то в 2004 году эта цифра составляла 3,3 млрд руб., в 2010 году – 8,6 млрд руб. Поэтому объем глубокого разведочного бурения за счет федерального бюджета составляет всего 8 тыс. метров. Проще говоря, за счет федерального бюджета можно пробурить всего две скважины. Из крупных месторождений, открытых за последние 5–7 лет, можно назвать только месторождение имени Филановского на шельфе Каспия, там более 100 млн тонн извлекаемых запасов. Все остальные месторождения в России очень невелики. По данным известного специалиста и организатора отечественной нефтяной промышленности Николая Лисовского, характеристика извлекаемых запасов нефти по текущим дебетам скважин составляет: менее 10 тонн – 55%, 10–25 тонн – 25%, 25–50 тонн – 10%, более 100 тонн в сутки – всего 3%. Что касается стоимости горизонтальных скважин, которые позволяют значительно повысить дебет скважин, то она достаточно высока. Один из важнейших вопросов – это увеличение добычи из низкопроницаемых коллекторов. Для этого просто необходимы

новые технологии. Это же касается и гидроразрыва в нефтяных горизонтальных скважинах. По оценкам специалистов, сегодня объем гидроразрыва в России значительно меньше, чем в США. А месторождения, где добыча превышает 10 млн тонн/год в России, всего около 20. При существующих методах добычи коэффициент нефтеизвлечения всего 2–3%. Поэтому особенно заслуживают поддержки РИТЭК, работы на Новоназымском месторождении, где используются новые методы нефтедобычи. Ведь именно такие нововведения могут стать основой для дальнейшего развития нефтяной промышленности России. Но для этого надо, чтобы была создана система стимулирования и налоговая конструкция, которые позволяли бы добывать и даже разведывать нефть на подобных месторождениях без убытка для тех компаний, которые этим занимаются. По словам Геннадия Шмаля, производственный потенциал нефтегазового комплекса России заметно отстает от мирового научно-технического уровня. Доля добычи нефти за счет новых методов остается низкой. На данный момент всего несколько миллионов тонн нефти добывается в России за счет методов увеличения нефтеот-

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

13

добыча дачи, а в США это десятки миллионов тонн. В результате в России произошел износ основных фондов на 60%, а значит, растет опасность отказа оборудования и возникновения аварийных ситуаций. Основой государственной стратегии развития российского нефтегазового сектора должна стать инновационная составляющая. Вследствие чего законодательная поддержка инновационного развития и стимулирование инвестиций приобретают особое значение. Компаниям, работающим в сфере энергосбережения, инноваций, государство должно обеспечить благоприятный налоговый режим. Необходимо создать условия для развития ТЭК на внутреннем рынке. Важнейшими мерами в этом направлении должны стать ускорение развития химии УВ, создание необходимых стимулов. Геннадий Шмаль: «Качество моторных топлив в России ни в какие рамки не укладывается.

80% выпускаемого бензина – это бензин марки АИ-80 и АИ-92. В соответствии с тем техническим регламентом, который был принят в феврале 2008 года, мы в сентябре того же года должны были прекратить выпуск АИ-92, а тем более – АИ-80. То есть мы бы вообще остановили весь наш транспорт. Тогда межотрасле-

вой совет по стандартизации в нефтегазовом комплексе обратился в Правительство о том, что этот регламент не может быть реализован в те сроки, которые есть. Наконец, сегодня и министерство «созрело» для того, чтобы поставить вопрос о переносе сроков перевода на Евро-3, Евро-4, Евро-5. Вообще считаю, что Евро-5 – это вопрос далекого будущего. И убежден, что тут должен быть и территориальный разрез. Я понимаю, что здесь – в Москве, Питере – должен быть Евро-5, но зачем он в Ямальской тундре, или на Колыме, в которой бензин и без того очень дорог?!» При высоком инвестиционном потенциале нефтегазового комплекса явно сдерживаются внутренние инвестиции, весьма невелик приток иностранных. В 2010 году в мире в разведку и добычу УВ было вложено более $450 млрд, то есть около $60 на тонну добычи УВ. В ведущих компаниях эти вложения значительно выше и составляют $21–28 млрд в год у каждой. В России все вложения в добычу нефти и разведку составляют всего около $20 млрд, то есть идет серьезное недофинансирование нефтяной промышленности. В генеральной схеме развития нефтяной промышленности на 10 лет предусматривается на

проведение разведочных работ 240 млрд рублей, плюс к этому 710 млрд рублей должны потратить нефтяные компании, но эти вложения не обеспечивают необходимый прирост запасов. Даже при нынешних ценовых показателях за эти инвестиции можно пробурить около одного миллиона метров разведочных скважин в год, что явно не обеспечит необходимый прирост. А если учесть, что придется идти с разработками на шельф, где работы на порядок дороже, и разведочная скважина в условиях шельфа будет стоить около $100 млн, то стратегия развития отечественной геологии, которая была принята в прошлом году, уже сейчас нуждается в пересмотре. Система органов государственного управления и регулирования в стране в сфере недропользования усложнена, внутренне противоречива и в целом остается малоэффективной. Несколько слов о Восточной Сибири: - Талаканское месторождение: в 2010 году добыча «Сургутнеф− тегаза» здесь составила более 3 млн тонн, в 2015 году ожидается 7 млн тонн; - Верхнечонское месторождение: добыча в 2010 году – 2,6 млн тонн, в 2014 году ожидается пик – 7 млн тонн;

- месторождение Ванкор «Рос− нефти» наиболее интересное из разрабатываемых месторождений сегодня: добыча в 2010 году – 12,7 млн тонн, хотя план был 14 млн тонн. В 2014 году ожидается 25–25,5 млн тонн. Управление Требуются безотлагательные изменения действующей налоговой системы, которая из-за отсутствия гибкой шкалы налогообложения не стимулирует нефтяников к эксплуатации менее выгодных с точки зрения издержек месторождений. Не соответствует современным реалиям действующая система классификации запасов и ресурсов УВ, фактически не учитывающая эффективность освоения месторождений и не стимулирующая увеличение коэффициента извлечения нефти. Большинство из специалистов нефтегазовой отрасли прошли горнило, иначе и не назовешь, освоения Западной Сибири. Это был комплексный подход при плановом хозяйстве и командноадминистративных методах управления. Геннадий Шмаль: «Назову еще одну серьезную причину неблагополучного положения дел в нефтегазовом комплексе. Это нестабильность в системе государственного управления, обу-

Фото – «Газпром нефть»

По словам Геннадия Шмаля, производственный потенциал нефтегазового комплекса России заметно отстает от мирового научно-технического уровня

14

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

словленная частыми перестройками отраслевого министерства, откровенным распиливанием его и участием в структуре управления многих федеральных органов: Минприроды, Минэкономразвития, Министерства по налогам и сборам, сферы влияния ответственности которых разграничены недостаточно четко и полно». Не способствует решению задач и тот факт, что структура нефтедобывающей отрасли раздроблена на множество акционерных обществ, не связанных между собой. В результате этого нарушена общая техническая и технологическая политика, резко ослаблена работа по разведке новых месторождений. Отмеченные причины не исчерпывают имеющегося перечня, однако позволяют сделать вывод о том, что государственная стратегическая политика в отношении ТЭК требует кардинального пересмотра. Государству необходимо серьезно задуматься о состоянии энергетической безопасности, создать единую стратегическую политику в отношении ТЭК, сбалансировать такие понятия, как рентабельность, экономическая целесообразность, стратегический государственный интерес. По словам Геннадия Шмаля, основополагающая задача го-

www.mediarama.ru

сударства – быть регулятором экономических процессов, особенно в части недопущения так называемых провалов рынка. Даже в условиях сугубо экономического подхода управлением рынка следует учитывать особенности нефтегазового сектора экономики любой страны, особенно России, ее стратегический характер, с точки зрения обеспечения экономического суверенитета, геополитических и климатических особенностей. Ведь именно это обстоятельство вынуждает правительства многих стран разрабатывать и реализовывать различные программы в этой области. Без эффективного управления эффективного государства быть не может. Первый и главный вопрос в отношении власти и бизнеса – как сделать правовое поле разумным и правильным с учетом интересов государства, компаний и отечественных налогоплательщиков. Это развитие отечественного производства, машиностроения, строительной и транспортной индустрии, рабочие места и транспортные налоги в бюджеты всех уровней и т. д. Для создания эффективной законотворческой системы нужны политическая воля и государственный интерес, необходимы политические гарантии

верховной власти. Ухудшается положение малого и среднего бизнеса недропользования. Удельный вес малых компаний в общей добыче нефти в России составляет всего 2,3%, а в США – 45%. В данной связи представляется весьма ценным позитивный опыт поддержки малого и среднего предпринимательства нефтегазового сектора органами государственной власти Республики Татарстан. Малые компании республики ориентированы на эффективное использование топливно-энергетических ресурсов, внедрение инноваций при добыче УВ, обеспечение стабильного уровня добычи УВ-сырья. Они успешно реализуют свои сильные стороны – склонность к инновациям, быструю реакцию, более высокую производительность труда, гибкость в управлении. Более того, малые компании являются патриотами того региона, где они работают, и в республике умело используют эти преимущества. В условиях затухающей нефтегазовой провинции сегодня более 20% нефти в Татарстане приходится на малые компании. В США существует 10 тыс. малых предприятий, и на них приходится 45% нефтедобычи. В России не наберется и 150 малых предприятий,

и, к сожалению, их количество уменьшается. Геннадий Шмаль: «Правительству РФ следует создать экспертный совет по развитию и модернизации нефтегазового комплекса РФ с государственным статусом. Экспертный совет должен иметь функции по выработке рекомендаций для Правительства РФ, должен быть представлен самыми разными широкими слоями. Министерству природных ресурсов и экологии следует рекомендовать отказаться от практики отчетов по месячным рапортам и начать рассматривать вопрос о внедрении новых методов контроля разработки месторождений. Я думаю, требует уточнения и статус нашей центральной комиссии по разработке. Она не должна подчиняться Министерству природных ресурсов, а должна самостоятельно работать, тогда многие вопросы будут решаться совершенно по-иному. Я может и излишне драматизировал, но сама ситуация требует того, чтобы мы не закрывали глаза на те проблемы, которые у нас есть, и только общими усилиями нашего нефтегазового и геологического сообщества мы сможем многие вопросы решить, в чем я и желаю всем самых больших успехов».

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

15

кто есть кто

Добытчики «черного золота» Руководители российских нефтедобывающих компаний «Газпромнефть-Восток»

«Муравленковскнефть»

(дочернее предприятие «Газпром нефть») Генеральный директор Сергей Акуляшин Родился 30 ноября 1964 г. В 1987 г. окончил Московский государственный университет им. Ломоносова по специальности «геология и разведка нефтяных и газовых месторождений». В 2004–2008 гг. занимал пост заместителя директора по производству, первого заместителя генерального директора, затем и. о. регионального директора казахстанского отделения «Лукойл Оверсиз Сервис Лтд.». С мая 2008 г. – менеджер актива «Томскнефть» в «Газпром нефть» (руководство блока разведки и добычи). С 2008 г. – член совета директоров «Томскнефть» (г. Стрежевой). В июле 2010 г. назначен генеральным директором компании «Газпромнефть-Восток».

(дочернее предприятие «Газпром нефть») И. о. генерального директора Владимир Вдовин Родился 9 ноября 1969 г. в городе Отрадный Куйбышевской области в семье нефтяников. По окончании средней школы в 1987 г., поступил в Куйбышевский политехнический институт им. Куйбышева (Самарский государственный технический университет) на специальность «бурение нефтяных и газовых скважин». В 1988–1989 гг. проходил военную службу в войсках ПВО на Дальнем Востоке. Трудовую деятельность начал в 1992 г. оператором по добыче нефти, работал заместителем начальника цеха по технологии, цеха добычи нефти и газа, начальником производственного отдела НГДУ «ВН». С октября 2002 г. – заместитель начальника, затем начальник производственного отдела добычи нефти в территориальном производственном предприятии «Когалымнефтегаз» «Лукойл – Западная Сибирь». В 2005 г. назначен начальником отдела добычи нефти в аппарате управления «Лукойл – Западная Сибирь», а в 2006 г. – заместителем начальника центрального диспетчерского управления. С 2007 г. – начальник производственно-технологического отдела технического департамента «Верхнечонскнефтегаз». С 2008 г. – директор департамента по добыче нефти и газа. С мая 2009 г. работает главным инженером – первым заместителем генерального директора филиала «Муравленковскнефть» «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». В апреле 2010 г. назначен исполняющим обязанности генерального директора филиала «Муравленковскнефть».

«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (дочернее предприятие «Газпром нефть») Генеральный директор Айдар Сарваров Родился в 1968 г. в Казани. В 1992 г. окончил Томский политехнический университет по специальности «бурение нефтяных и газовых скважин». В 2006 г. получил юридическое образование в Южно-Уральском государственном университете. Имеет научную степень кандидата технических наук. В 1992–2010 гг. прошел путь от помощника бурильщика до заместителя генерального директора – главного инженера «ТНК – Нижневартовск». 12 января 2011 г. назначен на должность генерального директора «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

«Газпромнефть-Хантос» (дочернее предприятие «Газпром нефть») Генеральный директор Сергей Бышов Родился в 1970 г. в Тольятти. В 1994 г. окончил Тюменский государственный нефтегазовый университет по специальности «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», в 2000 г. окончил Академию народного хозяйства при Правительстве РФ по специальности «управление предприятиями и организациями». В 1991–2005 гг. работал в «Юганскнефтегаз», где прошел путь от оператора до начальника управления добычи нефти и газа. С февраля по декабрь 2005 г. – первый заместитель генерального директора компании «Западно-Малобалыкское», с декабря 2005 г.

– генеральный директор компании «Саратовнефтегаз».

4 июля 2008 г. назначен генеральным директором компании «Газпромнефть-Хантос».

16

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

«Газпром добыча Астрахань» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Сергей Михайленко Родился в 1958 г. в городе Абдулино Оренбургской области. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина по специальности «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Трудовой путь в газовой промышленности начал с должности оператора по добыче нефти и газа НПО «Калининградморнефтегазпром» Мингазпрома СССР. В 1984–2003 гг. – начальник производственного отдела по добыче, переработке и транспорту газа в «Оренбурггазпром», затем – главный инженер – заместитель директора «Оренбурггазпром». С сентября 2005 г. – генеральный директор «Газпром добыча Астрахань».

«Газпром добыча Иркутск» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Андрей Татаринов Родился 9 августа 1965 г. в Новосибирске. Окончил Иркутский политехнический институт, Иркутский государственный университет, прошел профессиональную переподготовку в Академии народного хозяйства при Правительстве Российской Федерации. В 2003–2006 гг. – советник заместителя председателя правления «Газпром». С июня 2006 г. – генеральный директор «Газпром добыча Иркутск». www.mediarama.ru

«Газпром добыча Краснодар»

«Газпром добыча Надым»

(дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Михаил Гейхман Родился 22 мая 1953 г. в городе Хадыженск Краснодарского края. Окончил Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. Губкина 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 1999–2007 гг. – заместитель начальника управления по добыче газа и газового конденсата (нефти) департамента по добыче и переработке газа, газового конденсата, нефти «Газпром». С декабря 2007 г. – генеральный директор «Газпром добыча Краснодар».

(дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Сергей Меньшиков Родился в 1968 г. в Грозном. Окончил Грозненский нефтяной институт по специальности «машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов и компрессорных станций». В газовой отрасли работает с 1994 г. В 2001–2007 гг. – главный инженер Привольненского линейного производственного управления магистральных газопроводов «Кавказтрансгаз». В 2007–2008 гг. – начальник производственного отдела по эксплуатации дожимных компрессорных станций и станций охлаждения газа «Надымгазпром». В 2008 г. – главный инженер – первый заместитель генерального директора «Газпром добыча Надым», затем – исполняющий обязанности генерального директора. С октября 2008 г. – генеральный директор «Газпром добыча Надым».

«Газпром добыча Красноярск» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Михаил Сироткин Родился в городе Чебоксары 18 февраля 1972 г. Окончил СанктПетербургский государственный университет по специальности «философия», а также Чувашский государственный университет им. Ульянова по специальности «юриспруденция». В 1994–2000 гг. – юрисконсульт в коммерческих предприятиях Санкт-Петербурга. В 2000–2001 гг. работал в корпоративном блоке «Морской порт Санкт-Петербург». В 2001–2003 гг. – заместитель начальника юридического департамента «Газпром», затем – первый заместитель начальника этого департамента. В 2003–2005 гг. – первый заместитель начальника департамента по управлению имуществом и корпоративным отношениям «Газпром». В 2005–2009 гг. – первый заместитель начальника департамента по управлению имуществом и корпоративным отношениям «Газпром», генеральный директор «Красноярскгазпром». В 2009–2010 гг. – первый заместитель начальника департамента по управлению имуществом и корпоративным отношениям «Газпром», генеральный директор «Красноярскгазпром», генеральный директор «Газпром добыча Красноярск». В 2010 г. – председатель тендерного комитета «Газпром», генеральный директор «Красноярскгазпром», генеральный директор «Газпром добыча Красноярск». С ноября 2010 г. – начальник департамента по управлению конкурентными закупками «Газпром», генеральный директор «Красноярскгазпром», генеральный директор «Газпром добыча Красноярск».

«Газпром добыча Кузнецк» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Станислав Золотых Родился 7 марта 1950 г. в Оренбурге. Окончил Кузбасский политехнический университет по специальности «маркшейдерское дело». В 1973–1990 гг. – подземный участковый маркшейдер, главный маркшейдер, главный инженер на кузбасских угольных предприятиях. В 1990–1999 гг. – технический директор, затем – генеральный директор концерна «Беловоуголь». В 1999–2002 гг. – первый заместитель генерального директора (технического директора) в угольном концерне «Кузбассуголь». В 2002–2004 гг. – генеральный директор «Сибирь-Уголь», по совместительству генеральный директор «ГПК Кузнецк». В 2004–2008 гг. – заместитель председателя совета директоров по Кузбассу «Белон», по совместительству генеральный директор «ГПК Кузнецк». С декабря 2008 г. – генеральный директор «Газпром добыча Кузнецк». www.mediarama.ru

«Газпром добыча Ноябрьск» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Константин Степовой Родился в 1969 г. в с. Кривошеенцы Сквирского района Киевской области Украинской ССР. Окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». В газовой отрасли работает с 1992 г. В 1992–1997 гг. – оператор по добыче нефти и газа, затем – ведущий инженер производственного отдела по добыче газа Ноябрьского управления по добыче и транспортировке газа и газового конденсата, затем – предприятия «Ноябрьскгаздобыча». В 1999–2000 гг. – главный инженер Губкинского газового промысла «Ноябрьскгаздобыча». В 2000–2004 гг. – начальник Губкинского газового промысла «Ноябрьскгаздобыча». В 2004– 2009 гг. – заместитель генерального директора по экономике «Ноябрьскгаздобыча», затем – «Газпром добыча Ноябрьск». С сентября 2009 г. – генеральный директор «Газпром добыча Ноябрьск». С марта 2010 г. – генеральный директор «Газпром добыча Ноябрьск», депутат законодательного собрания ЯНАО.

«Газпром добыча Оренбург» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Сергей Иванов Родился 29 марта 1950 г. в Мелеузовском районе Башкирской АССР. C отличием окончил Уфимский нефтяной институт, аспирантуру Российского государственного университета нефти и газа им. Губкина. В 1975–1982 гг. работал в объединении «Сахалинморнефтегазпром». В 1982–1983 гг. – руководитель группы техникоэкономического проектирования, главный инженер проекта института «СахалинНИПИнефтегаз». В 1983–1989 гг. работал на освоении нефтяных и газовых месторождений на шельфе Черного и Азовского морей. В 1989–1995 гг. возглавлял производственно-технический отдел совместного российсковьетнамского предприятия «Вьетсовпетро» объединения «Зарубежнефть» во Вьетнаме. В 1995 г. – первый заместитель председателя правления, затем – исполняющий обязанности председателя правления в государственной компании «Черноморнефтегаз» (Украина). В 2002–2003 гг. – министр топлива и энергетики Автономной Республики Крым, Украина. С 2003 г. – генеральный директор «Газпром добыча Оренбург».

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

17

кто есть кто

«Газпром добыча Уренгой»

«Аганнефтегазгеология»

(дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Рим Сулейманов Окончил Уфимский нефтяной институт. В 1971–1973 гг.

– оператор по добыче нефти и газа, затем – старший инженер на Пунгинском промысле газопромыслового управления «Игримгаз». В 1973–1979 гг. работал в Медвежинском газопромысловом управлении объединения «Надымгазпром». В 1979–1982 гг.

– заместитель директора по производству в «Уренгойгаздобыча». В 1982–1986 гг. – главный инженер в «Уренгойгаздобыча». С 1986 г. – генеральный директор «Газпром добыча Уренгой».

(дочернее предприятие «РуссНефть») Президент Константин Теренин Родился 17 декабря 1968 г. В 1993 г. окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Трудовую деятельность начал в 1993 г. в ЦДНГ № 3 «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Мегион), где прошел путь от технолога II категории до начальника цеха нефтегазового промысла. В 2007–2009 гг. – и. о. начальника ЦИТС, и. о. заместителя начальника управления по новым проектам Аганского НГДУ, главный инженер ПУ «ЮГ» «Славнефть-Мегионнефтегаз». В 2009–2010 гг. – заместитель начальника НГДУ по производству, главный инженер, начальник Ватинского НГДУ «Славнефть-Мегионнефтегаз». В 2010–2011 гг. главный инженер «Западно-Малобалыкское». В феврале 2011 г. назначен на должность генерального директора МПК «Аганнефтегазгеология».

«Газпром добыча шельф» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Александр Мандель Родился в 1950 году в г. Рожище Волынской области Украинской ССР. Окончил ИваноФранковский институт нефти и газа по специальности «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Кандидат технических наук. Свою трудовую деятельность начал в 1972 г. в Сахалинской области. Прошел профессиональный путь от бурильщика, бурового мастера до начальника управления разведочного бурения производственного объединения «Сахалинбургазразведка». В 1988–1996 гг. – заместитель генерального директора по бурению «Сахалинморнефтегаз» (г. Оха Сахалинской области). В 1996–2000 гг. – заместитель генерального директора по бурению, первый заместитель генерального директора дочернего предприятия «Газфлот» компании «Газпром» (г. Москва). В 2000–2007 гг. – генеральный директор «Газфлот» компании «Газпром». С 2008 г. – генеральный директор «Газпром нефть шельф» и по совместительству генеральный директор «Газпром добыча шельф».

«Газпром добыча Ямбург» (дочернее предприятие «Газпром») Генеральный директор Олег Андреев Родился в г. Стерлитамак Башкирской АССР в 1964 г. Окончил Тюменский индустриальный институт. Горный инженер, обладатель квалификации МВА. Кандидат технических наук, действительный член АТН РФ, член президиума АТН РФ, программного комитета Международного газового союза, наблюдательного совета РГО, исполнительного комитета неправительственного экологического фонда им. Вернадского. В газопромысловое управление производственного объединения «Ямбурггаздобыча» (в настоящее время – «Газпром добыча Ямбург») он пришел в 1987 г. Здесь прошел путь от оператора по добыче газа до начальника газового промысла. В 1998–2001 гг. – заместитель генерального директора «Ямбурггаздобыча» по перспективному развитию. С декабря 2001 г. – генеральный директор «Газпром добыча Ямбург».

18

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

«Томская нефть» (дочернее предприятие «РуссНефть») Генеральный директор Наиль Гарипов Родился 26 апреля1959 г. в г. Октябрьском Республики Башкортостан. Окончил Уфимский нефтяной институт. Более 25 лет работает в нефтяной промышленности, прошел путь от мастера до генерального директора.

«Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (дочернее предприятие «Роснефть») Генеральный директор Олег Сараев Родился 8 июня 1961 г. В 1983 г. окончил Куйбышевский политехнический институт, в 2002 г. – Поволжский институт бизнеса, в 2008 г. – РАГС при Президенте РФ. В 1983–1990 гг. – оператор, мастер по добыче нефти и газа в нефтегазодобывающем управлении «Богатовскнефть» (ПО «Куйбышевнефть»). В 1994–1999 гг. – заместитель начальника управления по кадрам и социальным вопросам, заместитель начальника цеха по добыче нефти и газа, начальник центральной инженерно-технологической службы. В 1999 г. возглавил нефтегазодобывающие управления «Лугинецкнефть» и «Васюганнефть» в «Томскнефть». С 2003 г. – главный инженер «Томскнефть». С 2007 г. – генеральный директор «Восточно-Сибирской нефтегазовой компании».

«Грознефтегаз» (дочернее предприятие «Роснефть») Генеральный директор Муса Эскерханов Родился 6 августа 1965 г. Окончил Грозненский нефтяной институт. В 1989–1991 гг. работал в нефтегазодобывающем управлении «Старогрознефть». В 1991–1999 гг. – в нефтегазодобывающем управлении «Октябрьнефть». С 1999 г. работал в грозненском военизированном отряде южно-российской противофонтанной военизированной части Минэнерго России. 27 августа 2004 г. назначен генеральным директором компании «Грознефтегаз».

«РН-Пурнефтегаз» (дочернее предприятие «Роснефть») Генеральный директор Валерий Бедрин Родился в 1964 г. в городе Октябрьском Башкирской АССР. После окончания средней школы до и после службы в Советской армии трудился слесарем-монтажником в управлении буровых работ, оператором по добыче нефти и газа в нефтегазодобывающих управлениях в поселке Кандры и городах Октябрьском (БАССР), Когалыме (Ханты-Мансийский АО). С 1989 г. работал в «Барсуковнефть» в должностях оператора, мастера по добыче нефти и газа, ведущего инженера ПО «Пурнефтегаз», начальника ЦДНГ, главного инженера управления. В 1993 г. окончил Уфимский нефтяной институт по специальности «машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов», квалификация – «инженер-механик». В феврале 2005 г. назначен на должность первого заместителя генерального директора – главного инженера «НК «Роснефть» – Пурнефтегаз». В настоящее время работает в должности генерального директора «РН-Пурнефтегаз». www.mediarama.ru

кто есть кто

«РН-Юганскнефтегаз»

«Лукойл – Западная Сибирь»

(дочернее предприятие «Роснефть») И. о. генерального директора Сергей Здольник Родился 9 апреля 1972 г. в городе Славута Хмельницкой области. В сентябре 1989 г. поступил в Тюменский индустриальный институт на факультет «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», который закончил в 1994 г. С сентября 1994 г. начал свою трудовую деятельность в «Юганскнефтегаз» оператором по добыче нефти и газа IV разряда НГДУ «Юганскнефть». В августе 1998 г. назначен начальником Асомкинского нефтепромысла. В 2000 г. получил второе высшее образование в Тюменском государственном нефтегазовом университете, факультет «экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса», кандидат технических наук. В апреле 2001 г. назначен начальником производственно-технологического отдела по добыче нефти и газа НГДУ «Юганскнефть». В марте 2003 г. назначен первым заместителем начальника – главным инженером НГДУ «Юганскнефть». С ноября 2010 г. является главой компании «РНЮганскнефтегаз».

(дочернее предприятие «Лукойл») Генеральный директор Азат Шамсуаров Родился в 1963 г. в г. Стерлитамаке (Башкирия). С 1980 г. параллельно с учебой в техникуме работал в Стерлитамакском производственном объединении «Каустик» аппаратчиком синтеза. В 1986 г. окончил Уфимский нефтяной институт (УНИ) по специальности «бурение нефтегазовых скважин». По окончании вуза работал инженером, старшим лаборантом и старшим инженером Октябрьского филиала УНИ. В 1991 г. заочно получил вторую специальность – «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». С 1988 г. – на предприятиях «Лукойл» в Западной Сибири – начальник лаборатории техники и технологии добычи нефти, начальник центральной инженерно-технологической службы НГДУ «Когалымнефть», главный инженер НГДУ «Ватьеганнефть» и «Покачевнефть», заместитель генерального директора по производству ТПП «Лангепаснефтегаз», начальник НГДУ «Покачевнефть», генеральный директор ТПП «Урайнефтегаз». С 2000 г. – президент Оренбургской нефтяной акционерной компании («ОНАКО»), с 2001 г. – вицепрезидент, старший вице-президент по операционной деятельности «Лукойл Оверсиз Холдинг Лтд.». В апреле 2008 г. решением правления нефтяной компании назначен вице-президентом «Лукойл», генеральным директором «Лукойл – Западная Сибирь».

«Северная нефть» (дочернее предприятие «Роснефть») Генеральный директор Сергей Нестеренко Родился 4 июля 1962 г. Образование высшее. В начале 80-х гг. приехал работать в Коми из Белоруссии. Работал оператором, мастером добычи, начальником цеха «Усинскнефти». В 1994 г. перешел работать в компанию «Северная нефть» – с момента создания компании работал заместителем генерального директора по производству. В июне 2003 г. назначен генеральным директором компании «Северная нефть».

«Удмуртнефть» (дочернее предприятие «Роснефть») Генеральный директор Сергей Анжигур Родился в 1960 г. В 1988 г. окончил Томский институт автоматизированных систем управления и радиоэлектроники, в 2000 г. – Межотраслевой институт повышения квалификации и переподготовки кадров Томского политехнического университета. В нефтегазодобывающей промышленности с 1985 г. Начинал свою трудовую деятельность в производственном объединении «Томскнефть». В 2003–2006 гг. занимал должность управляющего «Нефтегазтехнология». В 2006–2008 гг. возглавлял «РНСтавропольнефтегаз». С 5 августа 2008 г. является генеральным директором компании «Удмуртнефть».

20

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

«Лукойл-Калининградморнефть» (дочернее предприятие «Лукойл») Генеральный директор Юрий Каджоян Родился 3 августа 1945 г. в г. Тбилиси. После окончания средней школы жил в Тбилиси, откуда был призван на военную службу в Калининград. Трудовая деятельность после службы в армии проходила на калининградских предприятиях. С 1984 г. – на руководящих должностях в арктической нефтегазоразведочной экспедиции ПГО «Архангельскгеология» (Мурманск), с 1996 г. – генеральный директор «Архангельскгеолдобыча». В должности генерального директора «Лукойл-Калининградморнефть» с 1998 г.

«Лукойл-Коми» (дочернее предприятие «Лукойл») Генеральный директор Петр Оборонков Родился 9 мая 1963 г. в с. Пироговцы Хмельницкого района Хмельницкой области Украины. В 1978–1982 гг. – студент Дрогобычского нефтяного техникума. Окончил Тюменский государственный нефтегазовый университет. В 1984–1987 гг. работал оператором, мастером подземного ремонта скважин НГДУ «Урьевнефть» производственного объединения «Татнефть» (Лангепас, Ханты-Мансийский автономный округ). В 1987– 1990 гг. – инженер, заместитель начальника цеха, начальник цеха по добыче нефти и газа НГДУ «Ласьеганнефть» ПО «Лангепаснефтегаз». В 1990–2000 гг. – начальник инженерно-технологической службы НГДУ «Ласьеганнефть», начальник управления по ремонту скважин ПО «Лангепаснефтегаз» «Лукойл – Западная Сибирь». В 2001–2006 гг. – главный инженер – первый заместитель генерального директора ТПП «Лангепаснефтегаз». В 2006 г. занял должность первого заместителя генерального директора – главного инженера «Лукойл – Западная Сибирь». 15 ноября 2010 г. назначен генеральным директором компании «Лукойл-Коми».

«Лукойл-Пермь» (дочернее предприятие «Лукойл») Генеральный директор Александр Лейфрид Родился в 1963 г. в п. Суходол Куйбышевской области. В 1994 г. окончил Тюменский индустриальный институт по специальности «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». В 2002 г. – Уфимский нефтяной институт, специальность «экономика и управление предприятием». Начиная с 1984 г. работал в Когалыме оператором, мастером, начальником цеха по добыче нефти и газа, начальником центральной инженернотехнологической службы, главным инженером, начальником НГДУ «Ватьеганнефть», главным инженером – первым заместителем генерального директора, генеральным директором ТПП «Когалымнефтегаз» «Лукойл – Западная Сибирь». В октябре 2005 г. назначен первым заместителем генерального директора «Лукойл-Пермь». С 30 декабря 2005 г. назначен на должность генерального директора «Лукойл-Пермь». www.mediarama.ru

«Верхнечонскнефтегаз» (67% акций «ТНК-BP») Генеральный директор Игорь Рустамов Родился 13 июля 1962 г. в г. Баку. В 1980–1985 гг. учился в Азербайджанском институте нефти и химии. В 2006–2007 гг. занимался в бизнес-школе Insead: «Программа развития руководства. Модуль 1. Модуль 2. Модуль 3». Свою работу в структуре «ТНК-ВР» начал в 2001 г. в качестве начальника нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Южоренбургнефть», «Оренбургнефть» и проработал на руководящих должностях в «Оренбургнефть» и «Оренбурггеология» более семи лет.

10 ноября 2008 г. назначен генеральным директором «Верхнечонскнефтегаз» («ВЧНГ»), разрабатывающего крупнейшее в Восточной Сибири Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение.

«ТНК-Нягань» (дочернее предприятие «ТНК-BP») Генеральный директор Сергей Кравченко Родился в Башкирии. Окончил Уфимский авиационный техникум, Сибирский автомобильнодорожный институт по специальности «экономика и управление на транспорте». Получив диплом, вернулся на работу в Нефтеюганск. Заочно окончил Московскую международную высшую школу бизнеса «МИРБИС» по специальности «финансы и кредит». Прошел переподготовку: в Межотраслевом институте повышения квалификации и переподготовки кадров Томского политехнического университета по специальности «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»; в Академии народного хозяйства при Правительстве РФ по программе «Школа кадрового менеджмента». В 2003 г. назначен генеральным директором компании «ТНК-Нягань».

«Тюменнефтегаз» (дочернее предприятие «ТНК-BP») Генеральный директор Евгений Задорожный Родился 7 августа 1969 г. Выпускник Тюменского государственного нефтегазового университета по специальности «разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», имеет более чем 15-летний опыт работы в нефтедобыче. В «Тюменнефтегаз» работает с марта 2005 г. Занимал должности главного инженера, заместителя генерального директора по инфраструктуре и операционной поддержке. До прихода в подразделение «ТНК-BP» занимал различные руководящие посты в структурных подразделениях «Юганскнефтегаз». 1 августа 2007 г. решением акционеров назначен генеральным директором «Тюменнефтегаза».

«Оренбургнефть» (дочернее предприятие «ТНК-BP») Генеральный директор Валерий Батрашкин Родился 19 августа 1964 г. в д. Михайловке Татарской АССР. В 1986 г. окончил Уфимский нефтяной институт по специальности «технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений». Начал свою трудовую деятельность в НГДУ «Нижневартовскнефть» оператором по добыче нефти и газа и прошел путь до генерального директора «ТНК-Нижневартовск». А 17 мая 2010 г. назначен на должность генерального директора «Оренбургнефть». www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

21

транспортировка

20 минут на один стык Финская компания Gasum использует систему WehoCoat для стыков на новом газовом трубопроводе Александр Широких одним из которых стала российская компания «СтройТранс− Газ», арендовавшая для стыков систему WehoCoat. Участок трубопровода высокого давления Мянтсяля–Сиунтио (Южная Финляндия) имеет длину 90 км. Диаметр труб – 500 мм. Всего Gasum и «СтройТрансГаз» планируют использовать WehoCoat почти на 2000 стыков труб. Основная часть работ выполняется при минусовой температуре, в целом система рассчитана на работу в диапазоне температур от +20 до -30 °С. История Сотрудничество KWH Pipe и Borealis началось в 2006 году с разработок для полевых стыков нефте- и газопроводов. Borealis разработала новый реактивный пластик на основе полиэтилена (ПЭ) для покрытия полевых стыков. Кстати, в ближайшем будущем Borealis обещает выпустить пластик на основе полипропилена (ПП). KWH Pipe, в свою очередь, разработала машину для нанесения покрытия

Компания Gasum занимается подачей природного газа в Финляндии с 1974 г. Владельцы: 31% – Fortum, 25% – «Газпром», 24% – Правительство Финляндии, 20% – E.On. Общая длина трубопроводов высокого давления – около 1100 км, низкого давления – 1800 км. Штат – 220 человек. Объем продаваемой энергии – 40,6 ТВт-ч. Годовой оборот – около 1,1 млрд евро.

на трубы различного диаметра. Первая система была собрана в начале 2007 года. Летом 2010 года KWH Pipe представила коммерческий вариант системы WehoCoat, и уже осенью 2010 года компания Gasum начала использование WehoCoat на своем трубопроводе Мянтсяля– Сиунтио. Система WehoCoat/Borcoat состоит из машины WehoCoat производства компании KWH Pipe для нанесения нового расплавленного полимера ME3000FC, разработанного компанией Borealis. Технология предназначена исключительно для использования в полевых услови-

ях, когда необходимо нанести покрытие на стыки труб. Слой, нанесенный непосредственно при прокладке трубопровода, воспроизводит трехслойное заводское покрытие. Полимер ME3000FC имеет желтый цвет, что позволяет его легко визуально идентифицировать. Технология Современная машина WehoCoat может использоваться для работ как на суше, так и в воде. Ограничения касаются лишь диаметра труб: минимальный – 400 мм, максимальный – 1420 мм. Скорость вращения 0,5–1,5 м/мин, на трубе диаметром 500 мм машина делает 1 об/мин. Из основных преимуществ машины следует выделить ее легкость (350–400 кг), прочность, адаптируемость под разные диаметры труб, высокие точность и повторямость, надежность работы в суровых погодных условиях (Gasum работала при температуре -34 °C), малое время для замены критических частей.

Все фото – Александр Широких

Осенью финский дистрибьютор природного газа – компания Gasum – планирует запустить трубопровод на участке Мянтсяля–Сиунтио. Gasum нам не чужой по двум причинам. Вопервых, газ в Финляндию идет из России, во-вторых, 25% акций Gasum принадлежат «Газ− прому». Работы начались в сентябре прошлого года. Распределительная газовая сеть идет из России и пролегает на запад от российской границы до Тампере и Хельсинки. На развилке между трубопроводами, уходящими в Тампере и Хельсинки, находится город Мянтсяля. На этом очень важном участке трубопровода компания Gasum решила использовать новейшую разработку – систему WehoCoat/Borcoat. Это совместная разработка компаний KWH Pipe (Финляндия) и Borealis (Австрия) для нанесения трехслойного ПЭ-покрытия на стыки труб в полевых условиях. Компания Gasum привлекла для работ двух субподрядчиков,

22

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

Система Машина WehoCoat состоит из раздвижного перемещающегося механизма, на котором расположены щелевая головка и прижимной ролик, индукционный нагреватель, цилиндр сырья и матрица, а также панели управления и приводного механизма перемещения. Максимальная скорость перемещения машины – 1,2 м/мин. Для беспроблемного ее перемещения требуется, чтобы вокруг трубы было 40 см свободного пространства. Толщина и ширина экструдируемой пленки регулируются. Комплект для работы в полевых условиях не ограничивается одной машиной WehoCoat со встроенным индукционным нагревателем. К ней прилагается экструдер для расплава полимера и заправки цилиндра, устройство подачи питания и управления индукционным нагревом, электрошкаф для управления системой и подачей питания, эпоксидная установка, дизельный генератор на 400 В, 40 кВА. Все это оборудование устанавливается на грузовик или прицеп. Грузовик, в свою очередь, должен быть оборудован подъемным краном, иметь тент погодной защиты, электроподъемник для точного спуска/ подъема WehoCoat, воздушный компрессор и систему охлаждения, в идеале иметь полный привод (4x4).

WehoCoat имеет отдельную панель управления с возможностью автоматического или ручного режимов. Работа в полевых условиях Работа на трубопроводе начинается с приезда грузовика с полным комплектом оборудования WehoCoat. Сначала производится пескоструйная очистка зоны стыка и очистка заводского покрытия с обеих сторон зоны покрытия стыка. Далее на платформе грузовика цилиндр сырья заправляется полимером. Затем кран, установленный на грузовике, перемещает WehoCoat на трубу. Робот крепится зажима-

Система WehoCoat/Borcoat предназначена для нанесения трехслойного ПЭ-покрытия на стыки труб в полевых условиях

ми на трубе и начинается подача пластика. Питание идет от дизель-генератора, установленного на прицепе или грузовике. Во время нанесения эпоксида стальная труба нагревается до 100–120 °C при помощи встроенной индукционной нагревающей системы WehoCoat, после чего вручную распыляется порошковый эпоксид. Вот тут в проекте появляется третий участник – компания Teknos, которая разработала специальный состав порошкового эпоксида – Infralit EP8064, призванный заменить заводской эпоксид. Минимальная толщина эпоксидного слоя – 60 мкм. После нанесения эпоксида машина совершает оборот вокруг трубы, во время которого через щелевую головку автоматически подается расплавленный полимер Borcoat ME3000FC в область стыка и с заходом на

Компания KWH Pipe создана в 1929 г. В 1955 г. начала производство полиэтиленовых трубных систем. Один из мировых лидеров в производстве пластиковых труб для воды, газа, ирригации и др. Принадлежит финскому холдингу KWH Group, в который также входят компании KWH Logistics, KWH Mirka, KWH Invest. Производства расположены в Европе, Юго-Восточной Азии и Северной Америке. Оборот – 233 млн евро (50% от оборота KWH Group). Штат – 1352 сотрудника.

R&D-бюджет – 7,7 млн евро. Штаб-квартира – Вааса (Финляндия). Президент и генеральный директор – Ян-Эрик Нордмир. Генеральный директор российского офиса – Виктория Кирсанова.

www.mediarama.ru

Технические характеристики машины KWH Pipe WehoCoat Функция Диапазон труб Скорость нанесения покрытия Покрытие Толщина и ширина пленки Длина машины Требуемое пространство вокруг трубы Вес машины

заводское покрытие. Таким образом, между заводским покрытием и экструдируемым полимером образуется плотная спайка заданной ширины и толщины. Температура второго нагрева – 160–180 °C. Минимальный слой полимера – 3 мм. Нахлест делается с двух сторон, чтобы гарантировать полное заполнение полимером всей зоны стыка. Затем аппарат перевозится на следующий стык. Весь цикл работ от стыка до стыка занимает не более 20 минут. Для покрытия стыков требуется команда из 3–4 человек. В настоящее время с помощью машины WehoCoat и полимера Borcoat выполнено уже более 900 стыков стальных труб, и это, очевидно, только начало. По расчетам KWH Pipe, машина окупается примерно через

Нанесение покрытия на стыки труб 400–1420 мм До 1,2 м/мин Порошковый эпоксид, реактивное наружное покрытие Borcoat ME3000FC компании Borealis Регулируются 1200 мм 400 мм 350–400 кг

5000–10000 стыков в зависимости от характеристик, назначения и стоимости стыка (обычный стык или для горизонтального бурения) при учете, что на один стык требуется примерно 150 грамм эпоксида и 2 кг полимера. По сравнению с усадочными муфтами метод WehoCoat/ Borcoat отличается минимизацией человеческого фактора, низкой стоимостью оборудования одного стыка в полевых условиях, более низкими эксплуатационными затратами, более долгим сроком службы трубы. Полное и равномерное распределение расплавленного полимера достигается за счет точной комбинации скорости подачи, температуры трубы, давления прижимного ролика и предварительной подготовки зоны стыка.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

23

транспортировка

Перевозка химии и СУГ из Азии Решение логистических задач нефтехимического рынка Иван Елистратов В последние годы импорт химического сырья из Европы значительно снизился. Примерно 70% всех поставок химии осуществляются из Китая, где находятся производители с собственными складами и дистрибьюторами. Стоит отметить, что в последнее время значительно активизировалась химическая промышленность Ирана. Запущено 65 новых химических заводов, продолжается строительство еще 73. Иранским производителям также надо налаживать логистику экспорта-импорта химии, поэтому рынок Ирана для российских химических заводов очень перспективен.

нии оказалось, что вместо химикатов пришел 50% водный раствор. И это не единичный случай. Как-то вместо канифоли пришли вагоны с мусором. Во всех этих случаях потери оцениваются от 5 до 8 млн рублей. Как это могло получиться? Одни положились на свое представительство, другие понадеялись на собственных поставщиков и обошлись без проверки. А на самом деле нужно проверять каждую партию, чуть ли не каждую бочку». Огромные убытки несут организации и в случае, когда грузы «висят» в порту Восточный по несколько лет, при этом становится выгодней вернуть химические продукты обратно в Китай. В Санкт-Петербурге контейнеры с химией могут застрять на 2–3 недели. При этом расценки как на обработку, так и на хранение неуклонно повышаются. Порт Восточный также стремится к расценкам Санкт-Петербурга. Сухопутный коридор Таким образом, назрела острая необходимость в переносе поставок на сушу. Но и здесь не все так просто. Казалось бы – можно

перевозить грузы через Забайкальск, Уссурийск, Казахстан. Но для приема такого груза (особенно это касается хрупких грузов, опасной химии, где для работы необходимы средства личной защиты) нет специалистов. В случае повреждения бочки с химией обычные работники не смогут устранить протечку и правильно утилизировать разлившиеся химические реагенты. В результате перевалка происходит в Риге, где существует множество экологических нормативов. Этот перевалочный пункт принимает бесчисленное количество вагонов с химией из Финляндии и Прибалтики. Речь идет не о вагоне и не о 10 вагонах, а о ежемесячном потоке грузов, которые надо увести из Финляндии и Прибалтики и пустить по суше. В этой ситуации наиболее разумным представляется организовать новый граничный сухопутный коридор. Причем китайские компании готовы это финансировать с нуля. «Мы работаем с Харбином, имея политическую поддержку на уровне Пекина и провинции, получаем организационную и финансовую поддержку для ор-

Компания «Трансхимэкспорт» была основана в 1991 г. Компания специализируется на организации экспорта и импорта химического сырья для нефте- и газодобычи (сульфат алюминия, алюмоаммонийные квасцы, баритовый концентрат и др.), а также другого химсырья для промышленных предприятий. Партнеры: промышленные предприятия России, стран СНГ, Европы, Китая, Индии, Ирана. Генеральный директор – Александр Шаров.

ганизации перевалки грузов в Забайкальске и в Уссурийске. В Китае этот проект проходит как инициатива Правительства. Но для его развития необходимы специализированные фирмы, которые оказывали бы поддержку предпринимателям на местах», – отмечает Александр Шаров. Выбор транспортного оператора Поставка груза от производителя к потребителю требует пошаговой деятельности. На стадии заказа – планирование, проведение переговоров с поставщиком, которому необходимо четко объяснить, что именно нужно, какого качества и за

Генеральный директор компании «Трансхимэкспорт» Александр Шаров

Проблемные ситуации Но не все так просто, как кажется на первый взгляд. Как показала практика – организовать поставки химии из Китая проблематичнее, чем из Европы. Тут приходится решать много дополнительных вопросов по организации поставки. Важно продумать все моменты: найти поставщика, сделать заказ и не ошибиться с выбором доставки. Например, маршрут морем на Владивосток или в Санкт-Петербург задержит поставку как минимум на месяц. А на железной дороге через Забайкальск происходит перевалка опасных грузов, что влечет за собой немало проблем. Кроме того, поставляемая из Китая химия не отличается хорошим качеством. Александр Шаров, генеральный директор компании «Транс− химэкспорт»: «Приведу реальный пример – крупный российский завод, который имеет свои склады, представительство в Китае, офис, закупил партию химии. По получе-

24

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

Флекситанки фирмы «Европак» для перевозки наливной опасной и малоопасной химии

www.mediarama.ru

Все фото – «Трансхимэкспорт»

Перегрузка 20-ти футового контейнера с опасной химией в порту

какие деньги. Следующий вопрос – доставка. Здесь остановимся на двух игроках, одному из которых надо продать товар, другому – купить. На первом месте стоит инициатор процесса, тот, у кого есть деньги, и он подстраивает под себя весь процесс. Он уверен, что покупатель должен купить данный товар, и добивается от банков кредита на свой бизнес. Появляется финансовая логистика: какие могут быть проценты, потери при кредитовании, при конвертации, паспорте сделки, таможенном оформлении – все это нужно рассчитать. Поставщик совместно с инициатором процесса должен подготовить груз, подрядчики доставляют груз, размещают на складах, подготавливают документацию и т. д. Процесс многогранен, в www.mediarama.ru

нем одновременно участвуют 15–20 сторон, и для эффективного продвижения процесса необходим постоянный контакт со всеми его участниками. Как с транспортниками, финансистами, страховщиками, теми, кто занимается сертификацией, кто проводит переговоры, кто проверяет сохранность и подлинность этого груза, так и с теми, кто далее продвигает этот процесс – выпуск товаров в свободное обращение и движение его по внутреннему рынку. Здесь и возникает необходимость в площадке, где скооперированы все эти специалисты. И для предпринимателей, работающих с опасной химией, такая площадка есть. Главное при выборе транспортного оператора – не останавливаться на одном-двух, ведь

можно привлечь операторов из других городов или даже стран – это может быть более выгодно. Проработайте с ними различные способы перевозки товара, например, поезд – порт – судно или автомобиль – порт – контейнер. Обязательно найдется несколько вариантов, один из которых – самый оптимальный. Итак, выбрав транспортного оператора и определившись со схемой доставки, надо приложить усилия, чтобы оптимизировать ее за счет мелких местных подрядчиков. Стоит помнить о том, что в задачи оператора не входит доставка «до двери». Поэтому в случае прибытия груза, к примеру, на контейнерную площадку железнодорожной станции, стоит заранее договориться о выгрузке и доставке с местным подрядчиком.

Способы дистрибуции Существует два способа дистрибуции нефтехимической продукции: работа через торгово-экспортный склад и офис-представительство и работа через торгового партнера в странах сбыта. Создание представительств и складов за рубежом выгодно нефтехимическим, машиностроительным и электротехническим заводам. Даже маленькое помещение площадью 400–800 м2 позволяет обрабатывать 20–30 грузовиков в месяц. Главная задача такого склада – не хранение, а движение товара. Таким образом, торгово-экспортный склад является дополнительной площадкой для дозревания конъюнктуры рынка под имеющийся товар и хранения остатков от предыдущей партии.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

25

фоторепортаж

«Борец» ведет борьбу за рынок

Все фото – «Борец»

ГК «Борец» расширяет спектр выпускаемой продукции

Модульная компрессорная станция Borets

26

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

Строительство объектов под ключ по утилизации попутного нефтяного газа

Завод «Борец» был построен в конце 19-ого века промышленником Густавом Листом. 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. Завод «Борец» первым в СССР в 1931 г. наладил производство пропеллерных и плунжерных насосов, в 1932 г.

– вертикальных стационарных компрессоров, в 1940 г. – горизонтальных стационарных насосов. Сегодня компрессорный завод «Борец» – крупнейшая российская компания, реализующая полный цикл проектирования, производства и сервисного обслуживания компрессорного оборудования для нефтегазовой, нефтеперерабатывающей, горнодобывающей, химической, металлургической отраслей. Компрессорный завод «Борец» входит в ГК «Борец», которая является одной из ведущих российских компаний нефтяного машиностроения. Производственные площади расположены в РФ, США, Чехии и других странах. Производимое оборудование: модульные компрессорные станции; газоразделительное оборудование и передвижные компрессорные станции; стационарные компрессорные установки; оборудование для утилизации попутного нефтяного газа; литейная продукция. Заказчики: «Газпром», «Лукойл», «Роснефть», «ТНК», АНК «Башнефть», «Сибнефть»; ведущие предприятия химической и нефтехимической отрасли, практически все атомные электростанции России и Украины, крупнейшие металлургические и добывающие предприятия.

Передвижная компрессорная станция Borets

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

27

фоторепортаж

Поршневой компрессор высокого давления Borets 305-ВП-16/70

Блок компрессорной аппаратуры УВЖС (установка для сжижения газообразной двуокиси углерода и получения сухого льда)

Щит автоматики

Блоки воздухоразделения

Блок очистки и осушки УВЖС

28

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

www.mediarama.ru

Винтовая воздушная компрессорная станция Borets в модульном исполнении

Винтовая воздушная компрессорная станция «Шторм»

Переносная азотная компрессорная станция Borets серии НДА

www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

29

мероприятие

Резолюции «Энеркон» ушли в Правительство В Москве состоялась II Международная конференция «Энеркон» по вопросам инновационного развития нефтегазовой отрасли Максим Медведев Виктор Иванов, президент Россий− ского союза химиков: «В последнее время Правительство РФ приняло важные решения, направленные на развитие газо- и нефтехимии России. Федеральные и региональные органы власти с участием химического бизнес-сообщества ведут работы по разработке проекта плана по развитию газо- и нефтехимии России до 2030 года и созданию Национального центра инновационного развития на базе РХТУ им. Менделеева. В намеченных планах ставятся высокие задачи, и обсуждение важных проблем на конференции «Энеркон-2011» будет способствовать выработке конструктивных предложений по формированию в России перспективных программ и инновационных проектов в нефтегазовой и нефтехимической областях». Конференция проходила в ЦВК «Экспоцентр» 22–24 июня 2011 года. За три дня работы это мероприятие посетили более 600 специалистов из 128 компаний нефтегазового и смежных секторов экономики России, Казахстана, Норвегии, Японии, Украины, США и Вьетнама. Организаторами конференции выступили: Торгово-промышленная палата РФ и «Экспоцентр». Оператор мероприятия – компания «ПромЭкспо−К», выполняющая функции исполнительного комитета. Главная задача конференции – разработать системные подходы для создания условий устойчивого иннова-

ционного развития отраслей топливно-энергетического комплекса. Каждый год тематику мероприятия определяет программный комитет, в состав которого входят руководители Правительства РФ, отраслевых союзов, известные специалистыпроизводственники и научные работники нефтегазовой отрасли. Актуальные вопросы Сегодня на первом плане стоят вопросы бережной эксплуатации недр, повышение эффективности нефте- и газодобычи, поэтому главная задача 2011 года – обоснование необходимости восстановления го-

Сергей Кудряшов, заместитель мини− стра энергетики РФ: «Сегодня мы уверенно говорим, что энергетика – это один из главных локомотивов инновационного развития России. Модернизируя свои основные фонды, вкладывая значительные ресурсы в создание новых подлинно инновационных продуктов и решений, ТЭК не только повышает конкурентоспособность своей продукции на внутреннем и мировом рынках, но и способствует развитию и модернизации других отраслей экономики страны. В этой связи рассмотрение воспроизводства сырьевой базы нефтегазодобычи, освоения шельфовых месторождений, использования в нефтегазовой промышленности нанотехнологий представляется актуальным и востребованным».

30

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

сударственной программы воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет развития и внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи – стала ключевой темой первого дня конференции. На второй день специалисты отрасли обратили особое внимание на тему «Инновационное развитие и опыт применения современных методов увеличения нефтеотдачи». На третий день обсуждалась не менее значительная и интересная тема, посвященная актуальным проблемам освоения шельфовых месторождений России и применению нефтегазовых технологий в условиях Арктики. В тот же день – 24 июня – состоялось специальное пленарное заседание, посвященное наноявлениям и применению нанотехнологий в нефтегазовом комплексе. За три дня конференции прозвучало 30 актуальных тематических докладов высокого научнотехнического уровня, во время которых делегаты конференции смогли не только задать интересующие вопросы экспертам отрасли, но и обменяться мнениями о перспективах российской и зарубежной нефтегазовой индустрии, а также определить основные направления дальнейшего развития и взаимодействия. В процессе работы конференции «Энеркон-2011» был разработан проект итоговой резолюции. А сразу после внесения дополнений, предложенных делегатами конференции, резолюция была передана для дальнейшей работы в Правительство РФ. Третья международная конференция «Энеркон-2012», являясь расширением деловой части Международной выставки «Нефтегаз-2012», пройдет одновременно с данной выставкой 25–29 июня 2012 года в ЦВК «Экспоцентр».

Юрий Липатов, председатель комитета Государственной Думы по энергетике:

«Организационный комитет «Энеркон» оперативно реагирует на ситуацию в отрасли. Важнейшей проблемой нефтедобычи является ухудшение структуры запасов. Именно этим объясняется выбор ключевой темы 2011 года – «Обоснование необходимости восстановления государственной программы воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет развития и внедрения современных методов нефтеотдачи». Выражаю уверенность, что в ходе работы конференции представители нефтегазовых компаний, деловых кругов и государственных структур получат реальную возможность дискуссии по таким насущным вопросам, как: современные методы увеличения нефтеотдачи и передовые технологии разработки месторождений, проблемы освоения шельфовых месторождений, энергобезопасность и энергоэффективность в нефтегазовом комплексе и другие. Обсуждение указанных вопросов, несомненно, вызовет интерес у федеральных и региональных органов государственной власти, компаний нефтегазового комплекса, общественных отраслевых компаний». www.mediarama.ru

новости

Завод «Мономер» выйдет с плановых ремонтов досрочно Новый проект по оптимизации ремонтов, реализованный на заводе «Мономер» компании «Газпром нефтехим Салават», позволил компании сэкономить 80 млн руб. Принципиально новый подход к ремонтам применялся в цехах № 51, 52, 34, 48 завода «Мономер» на установках нефтеперерабатывающего завода «Каталитический крекинг-1», ГФУ-1 и Л-16-1, Л-35/11-1000. Он основан на более тщательной подготовке и организации ремонтов. Был выявлен «критический путь» ремонта (виды работ, от которых зависит продолжительность останова), созданы детальные планы каждого ремонта, проработаны ресурсы подрядчика, составлены подробные сетевые графики для каждого сотрудника и единицы техники. В результате экономический эффект от мероприятий на НПЗ и «Мономере» в рамках нового проекта составил порядка 80 млн руб. Кроме того, были сокращены сроки ремонтов и пересмотрен годовой график ремонтов в соответствии с рыночной конъюнктурой.

проект «Газпрома» в Мексиканском заливе Новое месторождение под Иркутском Новый 29 июля 2011 года «Газпром нефть», кубинская национальная нефтяная компания

При испытании поисково-оценочной скважины № 71 на Даниловском лицензионном участке в Иркутской области, недропользователем которого является НК «Роснефть», получен фонтанный приток легкой нефти дебитом 200 т/сутки. Предварительно оцененные извлекаемые запасы нового месторождения составляют более 15 млн тонн нефти. Это уже четвертое месторождение, открытое НК «Роснефть» на участках в Восточно-Сибирском регионе. В 2006 году «Роснефть» приобрела лицензии на право пользования недрами Восточно-Сугдинского, Могдинского, Даниловского, Санарского, Кулиндинского участков, а в 2008 году – Преображенского и Умоткинского участков. Организация, проведение и управление геологоразведочными работами на них было поручено специалистам «РН-Эксплорейшн». За прошедшие пять лет по этим проектам выполнен значительный объем геологоразведочных работ: сейсморазведка 2D составила 7800 пог. км, 3D – 250 км2, электроразведочные работы – 7300 пог. км, проведены геохимические исследования. Кроме того, завершено строительство шести поисково-оценочных скважин, четыре поисковые скважины находятся на текущий момент в освоении. Извлекаемые запасы нефти по трем месторождениям по категориям С1+С2 суммарно составляют почти 370 млн тонн.

Cubapetroleo (Cupet) и малайзийская национальная нефтяная компания Petronas подписали дополнение к соглашению о разделе продукции (СРП) по четырем блокам в эксклюзивной экономической зоне Республики Куба в Мексиканском заливе. Согласно документу, «Газпром нефть» становится полноправным участником СРП, получая в проекте 30%, Petronas сохраняет за собой 70% в проекте. В начале июля, после получения одобрения уполномоченных государственных органов Кубы, «Газпром нефть» и Petronas подписали акт о переуступке доли в проекте. Также стороны заключили соглашение о совместной деятельности, определяющее основные принципы совместной работы, процедуры и механизмы принятия ключевых решений. Тем самым «Газпром нефть» завершила вхождение в очередной международный проект. «Сотрудничество с Petronas позволит нашей компании развить свои компетенции в сфере освоения морских глубоководных месторождений и расширить опыт участия в проектах за пределами России, где мы планируем добывать к 2020 году порядка 10% от нашего общего объема производства углеводородов», – отметил председатель правления компании «Газпром нефть» Александр Дюков.

Инвестиции «ТНК-ВР» в развитие В Орловской области построят крупный НПЗ территории сельхозпредприятия «Победа» в Туровском сельском поселении запланиро«Саратовского НПЗ» выросли в 13 раз На вано строительство крупного предприятия по переработке сырой нефти. Совместное соглаГенеральный директор «Саратовского НПЗ» Александр Романов сообщил, что за шесть месяцев «ТНК-ВР» более чем в 13 раз увеличила инвестиции в реконструкцию и модернизацию производства предприятия, направив на эти цели более 2,3 млрд руб. (против 169 млн руб. в первом полугодии 2010 года). «ТНК-ВР» планирует построить на «Саратовском НПЗ» установку изомеризации мощностью 300 тыс. тонн в год, провести работы по реконструкции комплекса гидроочистки топлива и реализовать другие проекты, направленные на организацию выпуска нефтепродуктов Евро-5 и увеличение объемов переработки с 6 до 7–7,5 млн тонн в год. Инвестиционная программа «Саратовского НПЗ», рассчитанная на 2011–2012 гг., запланирована на уровне более $300 млн. Планируется, что по итогам года инвестиционные вложения компании в реконструкцию и модернизацию производства на «Саратовском НПЗ» составят 7,5 млрд руб. (в 2010 году на эти цели было направлено 2,3 млрд руб. – столько же, сколько в первой половине 2011 года).

шение об этом подписали глава администрации Верховского района и генеральный директор корпорации «Орелнефть». Проектная мощность нефтеперерабатывающего завода составит 5 млн тонн, глубина ее переработки не менее 92%, что обеспечит устойчивое снабжение потребителей нефтепродуктами стандарта Евро-4, Евро-5. Предприятие будет выпускать бензин и дизельное топливо, сухой и сжиженный газы, керосин и масла, битум и пропилен, серу. Построить завод планируют за 2011–2017 гг., а затраты на строительство измеряются в пределах 135 млн руб. Данный инвестиционный проект позволит создать в зоне обслуживания завода более 10 000 рабочих мест.

На Ванкоре добыто уже 25 млн тонн нефти 6 августа из недр Ванкорского месторождения извлечена 25-миллионная с начала добычи тонна нефти. Такой результат нефтяниками ЗАО «Ванкорнефть», дочернего общества НК «Роснефть», достигнут всего за два года промышленной эксплуатации месторождения. В настоящее время среднесуточная добыча составляет 43 тыс. тонн. В 2011 году из недр Ванкорского месторождения планируется извлечь 15 млн тонн нефти, что на 2 млн тонн больше, чем в 2010 году. Увеличение добычи обеспечивается за счет ввода в работу новых скважин и объектов инфраструктуры. В частности, в марте-апреле были запущены четыре кустовые площадки. Сейчас на месторождении бурение эксплуатационных скважин ведут 12 бригад. Помимо этого, до конца года планируется завершить прокладку 76 км внутрипромысловых трубопроводов от 10 кустовых площадок, ввести в работу вторую очередь НПС-1 (нефтеперекачивающая станция на магистральном нефтепроводе Ванкор – Пурпе), увеличить мощности подготовки нефти до 16 млн тонн в год. Сегодня на строительных объектах Ванкора работают 58 подрядных организаций, более 6000 человек и 1240 единиц техники. Выполнение всего комплекса работ по строящимся объектам и их планомерный ввод в эксплуатацию позволят выполнить годовой объем добычи и создадут перспективы для дальнейшего развития проекта. На пике добычи на Ванкорском месторождении будет добываться 25 млн тонн нефти в год.

Lummus Technology построит комплекс для «Лукойла» В рамках реализации на предприятии инвестиционного проекта «Строительство комплекса по переработке нефтяных остатков» компания «Лукойл-Нижегородниинефтепроект» подписала контракт с фирмой Lummus Technology на предоставление лицензии и базового проекта установки замедленного коксования. Помимо новой установки замедленного коксования, в состав комплекса войдут установка гидроочистки дизельных фракций и установка по производству водорода. Такая схема позволит полностью прекратить на предприятии производство товарного топочного мазута за счет повышения глубины переработки нефти. www.mediarama.ru

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

31

автоматизация автомобилестроение

Безопасность нефтепроводов Интервью с генеральным директором компании «Хоневелл Казахстан» Иваном Дудиным

Все фото – Honeywell

Мария Винникова

Какое подразделение Honeywell в Казахстане и в России занимается вопросами управления трубопроводами, в том числе безопасностью нефте- и газопроводов? Для начала скажу несколько слов о том, какие подразделения корпорации Honeywell есть на территории Казахстана. В настоящее время компания Honeywell в Казахстане представлена несколькими подразделениями: Honeywell Process Solutions (HPS) – «Хоневелл «Промышленная автоматизация», Honeywell Field Solutions – полевые решения компании, Honeywell ECC (отдел бытовой автоматики) «Системы автоматизации и контроля». Разработками решений для обеспечения безопасности трубопроводов занимается Honeywell Process Solutions.

- Каков годовой оборот этого направления? Если говорить о порядке цифр, то годовой оборот данного направления составляет миллионы долларов.

32

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

- Какие именно решения Honeywell предлагает для управления безопасностью нефте- и газопроводов? У Honeywell есть уникальные решения для обеспечения промышленной безопасности. Компания подходит к этому вопросу комплексно, что кажется нам более эффективным. Для нас промышленная безопасность – это комплекс организационных и технических решений, которые направлены на устранение всех возможных проблем. Мы располагаем довольно большой линейкой технологических продуктов для обеспечения безопасности на трубопроводе: от стандартной системы контроля доступа, системы видеонаблюдения, охранной сигнализации до специально созданных уникальных решений, предупреждающих вторжение в трубопровод. Важно, что данная система позволяет именно предотвратить вторжение, а не просто его идентифицировать. Если наша система инсталлирована, то она может выявить втор-

жение в систему на расстоянии 10–15 метров от трубопровода, а главное – с помощью уникальных датчиков она может зафиксировать вид движения возле трубопровода: человек идет мимо или копает, едет ли рядом машина и с какой скоростью и так далее. Это довольно сложная система, которая базируется на современной лазерной оптоволоконной технологии и обеспечивает защиту трубопровода.

- Какие предприятия уже оценили преимущества систем Honeywell? В Казахстане есть одна довольно крупная компания, которая до применения решений Honeywell фиксировала огромное количество незаконных врезок в трубопровод: около 75 вторжений в год – это порядка 1,5 случая в неделю. Надо отметить, что незаконные врезки становятся причиной значительных потерь: во-первых – утраты нефти, во-вторых – большие финансовые и временные затраты на восстановление полноценной работы трубопровода, в-третьих – огромные экологические проблемы в связи с разливами нефти в местах незаконных врезок и, следовательно, большие финансовые потери в связи с ликвидацией последствий. Согласно официальным отчетам этой компании, после инсталляции наших систем с 1 января 2010 года до сегодняшнего дня не было зафиксировано ни одной врезки в трубопровод. Если говорить о финансовой стороне вопроса, то деньги, потраченные на установку и обслуживание системы Honeywell, окупаются за год. На данный момент системы безопасности Honeywell внедрены в «КазТрансОйл» – крупнейшей нефтепроводной компании Республики Казахстан, располагающей мощной разветвленной сетью магистральных трубопроводов. Интерес также проявляют и другие крупные компании, с ними ведутся переговоры.

- И как долго внедрять систему на отдельно взятом предприятии? Какова стоимость проекта? Установка комплексной системы безопасности от Honeywell

стоит порядка $15 000 на километр трубопровода. Подчеркну, что именно комплексной системы, а не просто отдельно взятого решения, вроде датчиков движения. Сама система устанавливается и запускается в эксплуатацию довольно быстро – за несколько месяцев. Много времени занимают переговоры, оформление документов, решение законодательных вопросов. В целом нам необходимо около года для урегулирования всех нюансов. Но сейчас этот процесс становится все более отлаженным, и реализация последних двух проектов заняла меньше года.

- Находите ли Вы это направление деятельности компании перспективным? Это направление, несомненно, является одним из самых перспективных для нашей компании. С другой стороны, Honeywell является корпорацией, разрабатывающей высоко-

www.mediarama.ru

технологичные решения для разных отраслей, и каждая из них одинаково важна для нашего развития.

- С какими проблемами компания сталкивается на рынке стран СНГ? Большинство законов, которые действуют на территории Республики Казахстан, вступили в силу более 10 лет назад. Например, по закону о криптографии использование криптографии более чем на 128 бит принято считать специальным средством связи. Устаревшие законы не позволяют достаточно быстро внедрять современное оборудование и сильно ограничивают наши возможности. Это – основная проблема, с которой мы сталкиваемся в Казахстане.

- Южные страны считаются неблагополучными по ряду причин – частые и разрушительные землетрясения, непрогнозируемые цунами, сели, военные конфликты. У Honeywell есть решения для работы в экстремальных условиях и на объектах, требующих особого внимания? Разумеется, например, на юго-западе Казахстана есть водная дамба, отлаженная работа которой напрямую зависит от погодных условий. Перед нами стоит задача обеспечить не толь-

ко физическую безопасность работников, но и безопасность окружающей среды, благодаря специальным системам, включающим интеллектуальные системы наблюдения (оснащенные специальными видеокамерами и программными средствами), которые могут не только фиксировать изменения на объекте, но и сигнализировать о них. Разумеется, такие системы могут применяться и на военных объектах, в сейсмоопасных районах и в любых других труднодоступных зонах. Как, на Ваш взгляд, на бизнес Honeywell повлияет закон о предотвращении загрязнения морей нефтью, разработанный Госдумой РФ?

Honeywell большое значение придает вопросам окружающей среды. Например, мы очень внимательно следили за ситуацией, произошедшей в Мексиканском заливе, и я считаю, что принятие данного закона будет способствовать обеспечению экологической безопасности. В Казахстане также планируется введение ряда законодательных изменений. Уверен, что принятие этих изменений в законах положительно повлияет на бизнес нашей компании, и мы получим возможность разрабатывать и внедрять новейшие системы,

которые позволят предупредить аварийные ситуации, увеличить эффективность бизнеса наших заказчиков и повысить надежность инвестиций в нефтегазовую отрасль.

- Несколько лет назад в состав группы Honeywell вошла компания Enraf. Как решения этой компании позволили рас-

В ближайшее время Honeywell осуществит поставку оборудования для поверки узлов учета (компакт-пруверов) для трубопроводной системы Казахстана и Павлодарского НХЗ

www.mediarama.ru

ширить предложение Honeywell в сфере управления безопасностью нефте- и газопроводов? В 2008 году корпорация Honeywell приобрела голландскую фирму Enraf BV – известного производителя оборудования для систем резервуарного учета нефти и нефтепродуктов. Помимо этого, Enraf является производителем оборудования для впрыска присадок в топливо при наливе и оборудования для поверки узлов учета (компакт-пруверов). Все эти направления сейчас очень востребованы в Казахстане. В настоящий момент уже подписаны договоры на поставку нескольких компакт-пруверов для трубопроводной системы Казахстана, идут переговоры о поставке систем резервуарного учета для «Павлодарского НХЗ».

- Как осуществляется обучение операторов? Наша система обучения предусматривает несколько ступеней: начинается со стандартного пятидневного обучения в классах, затем проходит практика на специальных испытательных полигонах. Мы применяем также систему специальных компьютерных симуляторов – UniSim, которая почти ничем не отличается от реального объекта, и на ней отрабатываются штатные и внештатные ситуации. Во время обучения инструктор имитирует различные вторжения, аварийные ситуации, что позволяет оператору изучить все ситуации и обеспечить правильную и своевременную реакцию на реальном объекте.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

33

компрессоры

Сбор и утилизация ПНГ Решения на базе поршневых модулей сжатия «Борец» и Ariel и винтовых модулей сжатия импортного производства

Все фото – «Борец»

Валерий Цой

Коммерческая переработка попутного нефтяного газа – одна из активно развивающихся отраслей. Однако в этой отрасли довольно сложно бывает выбрать инжиниринговую и производственную компанию, способную в полном объеме предложить недропользователям комплекс мер по эффективному использованию и утилизации попутного нефтяного газа. Компания «Бо− рец» предлагает комплексные инженерно-технические решения для получения, переработки и утилизации попутного нефтяного газа на базе компрессоров собственного производства и на базе поршневых компрессоров крупнейшего в мире американского производителя Ariel.

34

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

Введение Задачу сбора и утилизации ПНГ (в отечественной терминологии так обозначается попутный нефтяной газ) нефтяные компании реализуют различными путями: строят газотурбинные электростанции, вырабатывающие электроэнергию для нефтепромысловых нужд; для получения целого спектра продуктов нефтехимии транспортируют газ на ГПЗ или НПЗ (если они находятся в зоне досягаемости); строят комплексы очистки и сдают подготовленный газ в магистральные трубопроводы; с целью повышения нефтеотдачи осуществляют закачку газа под высоким давлением в пласт. Вариантов много,

но все они невозможны без использования компрессорного оборудования. Компрессорный завод «Борец» продолжает осуществлять поставки компрессорного оборудования для реализации программ по утилизации ПНГ. За 2008–2011 гг. реализован целый ряд проектов с поставкой компрессорного и дополнительного оборудования в составе установок сбора, подготовки и транспортировки газа, установок осушки и переработки газа как на базе компрессоров «Борец», так и на базе модулей сжатия Ariel, которые успешно эксплуатируются в подразделениях «Газпром», АО НК «КазМунай− Газ», СП «КазГерМунай» и др.

Применяемое оборудование и технологии Участвуя в реализации программ по утилизации ПНГ, компания «Борец», обладая собственным инжиниринговым центром, использует самые передовые технологические разработки. Партнерами компании являются ведущие российские и зарубежные институты, а также зарубежные специалисты (США), внедряющие на территории России современные решения с частичной поставкой и/или изготовлением узлов по иностранным технологиям и расчетам. Продукция компрессорного завода «Борец» хорошо известна нефтегазовым компаниям. Номенклатура завода пользуется www.mediarama.ru

Сжигание попутного нефтяного газа

стабильным спросом на рынке компрессорного оборудования мощностью до 315 кВт в различных исполнениях. Но в связи с постоянными обращениями заказчиков по производительностям, которые выходят за стандартную линейку, компанией было принято решение произвести подбор достойного производителя, перекрывающего диапазон мощности выше 315 кВт. Для удовлетворения потребности производства компрессорных установок свыше 315 кВт, в 2007 году компанией «Борец» были проведены переговоры с ведущими дистрибьюторами (пекиджерами) компрессоров высокой мощности. После тщательного анализа рынка и по реwww.mediarama.ru

зультатам проведенных переговоров компанией «Борец» была выбрана американская компания Ariel, которая является мировым лидером по производству газовых поршневых компрессоров высокого давления. Эти мощные, среднескоростные поршневые компрессоры хорошо зарекомендовали себя в таких областях, как трубопроводный транспорт газа, дожим топливного газа для двигателей электрогенераторов и другие технологические процессы, требующие применения компрессоров большой производительности. В 2010 году компания «Борец» подписала соглашение о сотрудничестве с компанией Ariel, следствием которого стал выход

«Борца» на совершенно новый уровень компрессоростроения, позволяющий производить новую линейку продукции мирового уровня. С 2008 года компания «Борец» реализовала ряд крупных проектов на базе модулей сжатия Ariel. На данный момент доступна для заказа линейка продукции Ariel на компрессорных базах KBB, KBV, KBU, KBZ, JGC, JGD, JGK, JGT, JGH, JGE, JGR, JGJ, JG, JGA, JGN, JGQ, JGM, JGP (всего 46 баз) с установленной мощностью привода до 8000 кВт. В зависимости от требований заказчика в качестве привода могут использоваться: электродвигатель, газопоршневой, дизельный двигатель, газовая турбина. Технические параметры компрессоров Ariel определяются выбранными для заданных условий базой и цилиндрами. Ориентировочно производительность одного компрессора составляет от 10 000 нм3 в сутки при низких давлениях на всасывании, многоступенчатом сжатии у наименьших моделей, до 17 000 000 нм3 в сутки при высоких давлениях на всасывании и одноступенчатом сжатии у наибольших моделей. В типовой объем поставки компрессорных установок входят: - смонтированные на одной или нескольких рамах компрессор с приводом; - аппарат воздушного охлаждения (АВО) двигателя и системы смазки; - аппарат воздушного охлаждения (АВО) для сжатого газа на выходе из компрессора; - система управления (автоматизации); - запорная и предохранительная арматура; - буферные емкости на всасывании и нагнетании; - входной и межступенчатые сепараторы. В случае необходимости компрессорные установки могут поставляться с быстровозводимыми мобильными зданиями. Данные укрытия поставляются с системами жизнеобеспечения,

включающими системы освещения, пожаротушения, газоанализации, вентиляции и т. д. Использование попутного нефтяного газа ПНГ, как и природный газ или нефть, является ценнейшим сырьем для химической и энергетической промышленности. ПНГ имеет высокую теплотворную способность, которая колеблется в пределах от 9000 до 15 000 ккал/м3, но его использование в энергогенерации затрудняется нестабильностью состава и наличием большого количества примесей, что требует дополнительных затрат на очистку («осушку») газа. В химической промышленности содержащиеся в ПНГ метан и этан (соединения бутадиена, бутиленов и пропиленов) используются для производства пластмасс и каучуков, а более тяжелые элементы служат сырьем при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов, в частности сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ). Кроме того, ПНГ востребован в цветной и черной металлургии, стекольной и цементной промышленности. Потребность в утилизации ПНГ В настоящее время у недропользователей вновь возник интерес к проблеме коммерческой переработки попутного газа. Причиной этому в первую очередь является требование государства к нефтяным компаниям утилизировать нефтяной газ в соответствии с условиями лицензий на эксплуатацию нефтяных месторождений (Федеральный закон РФ «О недрах», обязывающий недропользователей проводить работы по утилизации 95% ПНГ спустя четыре года после ввода месторождения в эксплуатацию). Невыполнение этих условий может служить основанием для лишения недропользователя лицензии на добычу нефти, так как

Компрессорный завод «Борец» первым в СССР выпустил передвижную компрессорную станцию типа СД (в 1950 г.), а в 2011 г. в России заводом планируется производство уникальных передвижных станций на базе модулей сжатия Ariel. Компрессорный завод «Борец» является единственным в России, предлагающим передвижные станции на базе мощных компрессоров Ariel в рамках габаритов. Данные компрессоры за счет большей мощности имеют большую производительность и функциональность. Помимо производства оборудования для утилизации ПНГ, компрессорным заводом «Борец» на базе модулей сжатия Ariel производятся машины по откачке газа, опрессовке трубопроводов и другим процессам. Данные установки имеют увеличенный ресурс и большую мощность.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

35

компрессоры сжигание попутного нефтяного газа – серьезная экологическая проблема как для самих нефтедобывающих регионов, так и для глобальной окружающей среды. Стандартом для нефтяных компаний в развитых странах является утилизация 90–95% добываемого попутного нефтяного газа, в то время как в России, даже по официальным данным, сжигается не менее 30% этого углеводородного сырья, – это более полумиллиона тонн вредных выбросов в атмосферу в России и странах СНГ ежегодно и миллиарды долларов упущенной выгоды.

как исходный ПНГ имеет относительно низкое давление (как правило, в пределах 0,15–0,5 МПа), то для транспортировки газа от скважины до ГПЗ возможно применение дожимающей компрессорной станции (ДКС), обеспечивающей сжатие газа до давления 1,2–8,0 МПа в зависимости от технологии, применяемой на ГПЗ, и расстояния до него. Производственные решения компании «Борец» позволяют комплектовать компрессоры на любые давления (до 538 бар), что дает возможность удовлетворить различные требования заказчиков.

дульные компрессорные станции серии МКС, поставляемые компанией «Борец». Такая схема утилизации ПНГ, с применением модульных компрессорных станций серии МКС, реализована компанией «Борец» на месторождении Жетыбай (Казахстан) и в Казгермунае (Казахстан) на месторождении Акшабулак, с применением в технологии переработки ПНГ на базе компрессоров Ariel.

2. Локальная выработка электроэнергии. При данном способе утилизации ПНГ продукты переработки используются для выработ-

Выходом в разрешении ситуации с утилизацией факельного газа является привлечение компании «Борец», производящей оборудование для газовой и нефтяной промышленности на базе компрессорных модулей собственного производства и на базе модулей сжатия компании Ariel мощностью до 8000 кВт на давление до 538 бар.

Обычно расстояние от месторождения до ГПЗ сотни километров, потому все чаще нефтяные компании используют малогабаритные установки переработки попутного нефтяного газа для получения товарной продукции в виде газообразного топливного метана, стабильного газового бензина и пропан-бутановой фракции непосредственно на нефтяных месторождениях. При необходимости комплекс дополняется блоком газофракционирования с получением в качестве целевых продуктов технического пропана, изобутановой фракции, нормального бутана и т. д. Установки переработки попутного нефтяного газа представляют собой блочномодульный комплекс и могут рассматриваться как временный способ утилизации. После выработки месторождения оборудование может быть перемещено. В качестве модулей сжатия все чаще находят применение мо-

ки электрической и тепловой энергии непосредственно на месторождении, а также на технологические нужды промыслов (микротурбинные или газопоршневые энергоустановки). Является второй по объему использования технологией утилизации ПНГ в РФ. Ограничения по реализации данного варианта утилизации ПНГ (выработка электроэнергии) обусловлены ограниченностью спроса на энергоресурсы в районах нефтедобычи. Проблема утилизации газа в этом случае решается путем применения газогенераторных установок, позволяющих вырабатывать электроэнергию. Однако при этом необходимо учесть, что газ, подаваемый на ГТЭС, должен быть очищен и подготовлен по составу, а в большинстве случаев необходимы дожимающие компрессоры для достижения требуемого давления топливного газа.

Способы утилизации (переработки) ПНГ Сегодня известно большое количество способов утилизации попутного нефтяного газа. Российский и зарубежный опыт показывает, что утилизация ПНГ идет в следующих основных направлениях: 1. Фракционная переработка ПНГ. Сбор и переработка газа на ГПЗ является комплексным способом утилизации в случае близкого расположения ГПЗ и его неполной загруженности. Так

36

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

Компанией «Борец» разработаны и поставляются дожимающие газовые компрессорные установки (стационарные и в составе модульных компрессорных станций серии МКС), предназначенные для подачи топливного газа на ГТЭС.

3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи (100–150 бар). Закачка газа в продуктивные нефтяные пласты (технология «газлифт») применяется с целью поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи, сохранения ресурсов газа и предотвращения сжигания газа или выветривания (распыления в атмосферу). В зарубежной практике для повышения нефтеотдачи (иногда и для временного хранения газа) достаточно часто применяется закачка ПНГ в пласт. Одной из новых технологий этого направления является технология водогазового воздействия (ВГВ) на пласт, при которой осуществляется попеременная закачка в пласт газа и воды. Для закачки газа под высоким давлением компанией «Борец» применяются КУ с компрессорными модулями Ariel. Реализация третьего варианта связана с ограничениями технологического и экономического характера. Однако в зависимости от геологических характеристик конкретного месторождения повторная закачка в пласт способна иметь и негативные последствия, так как не исключено неблагоприятное воздействие на приток нефти. Может сложиться ситуация, когда из двух ожидаемых полезных эффектов (экономического и экологического) реально будет получен только один – экологический, связанный с сокращением вредных выбросов в атмосферу. Диапазон давления нагнетания газа обычно составляет 25–42 МПа. Для обеспечения такого давления применяются, как правило, поршневые компрессорные установки специального назначения. Среди импортного оборудования такое оборудование является «эксклюзивным», по «эксклюзивным» же ценам компания «Борец» имеет разработки и в данном секторе. Данные способы позволяют утилизировать до 95–98% добываемого газа. В зависимости от потребностей и условий каждая компания вправе выбрать выгодный для себя путь утилизации ПНГ. www.mediarama.ru

Оборудование компании «Борец» для утилизации ПНГ Если на месте добычи обустраивается инфраструктура, предусматривающая наличие стационарной компрессорной станции, то специалисты компрессорного комплекса «Борец» могут предложить поршневые (на базе модулей сжатия «Борец» и Ariel) и винтовые (на базе модулей сжатия иностранных производителей) дожимающие газовые компрессорные установки с разными типами приводов, в том числе и с газопоршневым. Если строительство здания компрессорной станции не предусмотрено или невозможно, то решением проблемы могут стать модульные компрессорные станции серии МКС на базе газовых поршневых и винтовых компрессорных установок. Станции поставляются к пуску в полной готовности. В стандартной комплектации предусмотрены все необходимые для надежной и качественной работы системы, такие как: система автоматики и управления с возможностью вывода сигналов на удаленный пульт, системы подогрева станции, освещения, регенерации тепла, сред-

www.mediarama.ru

Компрессорный модуль Ariel

ства пожарной безопасности, а также системы газоанализации и принудительной вентиляции. Все выпускаемые для сжатия углеводородных газов станции поставляются во взрывозащищенном исполнении. По требованию заказчика станции могут быть укомплектованы системами регулирования производительности в широком диапазоне.

К преимуществам модульных станций серии МКС на базе поршневых компрессорных установок можно отнести отсутствие загрязнений газа маслом при сжатии и экономию затрат на электроэнергию, изготовление станций МКС лишь на базе «сухих» поршневых компрессоров, благодаря чему исключается необходимость в установке дополнительных очи-

стительных комплексов. Максимальное содержание сероводорода в сжимаемом попутном газе может достигать 20%. Сейчас модульные компрессорные станции серии МКС эксплуатируются в ряде крупных нефтяных компаний России и других стран СНГ при сборе, очистке и переработке попутного нефтяного газа.

ЭКСПЕРТ. ГАЗ И НЕФТЬ #4 2011

37