Динамическая интерпретация 3D-данных. На выставке нефтегазового оборудования был представлен программный пакет DVI-Analyzer для детального анализа трехмерных геолого-физических данных. Пакет используется с рабочими станциями Sun Sparc, RISC- 6000, Silicon Graphics и обеспечивает: получение любых видов слайсов в реальном времени, прослеживание временных горизонтов, получение карт изохрон, построение плоскостей тектонических разрушений, создание изо-поверхностей, трассирование сложных геологических элементов, получение кубов атрибутов параметров, комплексную интерпретацию данных сейсморазведки и ГИС, палеореконструкцию, создание демонстрационных и учебных фильмов. А. Барсуков, журнал "ТКТ", № 11, 1999 г. (через эту ссылку можно бесплатно скачать справочник)

05 августа 2008 г. — Компания «Микротест» объявляет о завершении проекта создания системы базовых информационных сервисов корпоративной сети ГУП МО «Мособлгаз». В ходе проекта была построена единая для всей ИТ-инфраструктуры предприятия служба сетевого каталога на базе MS AD, проведена миграция на нее пользователей и сетевых ресурсов, а также организовано взаимодействие между MS AD и используемой в «Мособлгаз» системой Domino Directory.
ГУП МО «Мособлгаз» – это предприятие, эксплуатирующее газовое хозяйство, которое включает в себя свыше 37 тысяч километров подземных газопроводов. В структуру предприятия входят 17 трестов газового хозяйства, предприятие по защите газовых сетей от коррозии и Клинский завод по изоляции труб. Штат ГУП МО «Мособлгаз» составляет более семи тысяч сотрудников.
В условиях постоянного развития системы газораспределения, руководство предприятия поставило задачу по модернизации ИТ-инфраструктуры и организации совместного управления учетными записями пользователей различных бизнес-приложений.
В рамках проекта, стартовавшего в 2006 году, специалисты компании «Микротест» провели комплексный аудит ИТ-инфраструктуры ГУП МО «Мособлгаз» в объеме, необходимом для разработки технического проекта миграции на новую платформу. Предпроектное обследование было проведено в точном соответствии с организационной структурой заказчика и включало в себя анализ вычислительной и сетевой инфраструктуры, прикладного и системного программного обеспечения, а также состояния рабочих мест пользователей.
На основе результатов комплексного аудита специалисты «Микротест» разработали программу по осуществлению перехода на единую службу каталога Microsoft Active Directory.

23-26 июня 2009 г. 10-я международная выставка нефтяной и газовой промышленности предоставит новейшие разработки и технологии широкой аудитории специалистов-нефтяников. Внедрение энергоэффективных, малоотходных и экологичных технологий, образцы которых будут представлены на выставке, станет надежным преимуществом предприятий в условиях жесткой мировой конкуренции и создаст крепкий задел для динамичного развития отрасли.
Выставка ознакомит широкий круг специалистов с последними достижениями российских и зарубежных производителей в области нефтегазодобычи и переработки углеводородов, получения продуктов нефтехимии, с новейшим оборудованием, применяемым в нефтяной и газовой промышленности, способствует реализации перспективных проектов нефтегазодобычи и переработки.
О своем участии в смотре заявили около 1000 предприятий и фирм из 40 стран: Великобритании, Венгрии, Германии, Италии, КНР, Норвегии, Польши, России, США, Финляндии, Франции, Швейцарии, Японии и др. Национальными экспозициями представлены Италия, Канада, Норвегия, Финляндия, Франция.
В числе иностранных участников выставки - ABB, Cameron, ENI, GE, National Oilwell Varco, Schneider Electric, StatoilHydro, Total, Weatherford, Yokogawa Electric and many others и многие другие.
Среди российских экспонентов - Роснефть, Газпром, Газпром нефть, Стройтрансгаз, ТНК-ВР, Транснефть, Буровая Компания «Евразия», Cameron, Emerson, ГеоСтрим, ИНТЕГРА, JOGMEC, КУНГУР, Нефтебур, Ринко Альянс, Трубная Металлургическая Компания, Yokogawa Electric и многие другие. Всего порядка 600 фирм.
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЕ РАЗДЕЛЫ ВЫСТАВКИ
Геология и геофизика
Разведка и добыча нефти и газа
Транспортировка и хранение нефти и газа
Переработка нефти и газа • Нефтехимия, газохимия
Экологическая, промышленная и пожарная безопасность • Охрана труда
Автоматизация и КИП
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ ВЫСТАВКИ
Геология и геофизика нефти и газа
Разработка, строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин на суше и на море • Добыча нефти и газа
Транспортировка и хранение нефти, нефтепродуктов и газа
Трубы и трубопроводы
Переработка нефти и газа • Нефтехимия, газохимия
Сервисные услуги
Сбыт нефти, газа и нефтепродуктов • АЗС
Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности
Экологическая, промышленная и пожарная безопасность • Охрана труда
Средства автоматизации
Контрольно-измерительные приборы
Лабораторное оборудование
Информационное и программное обеспечение
Энергетическое и электротехническое оборудование • Кабельная продукция • Сварка
Инструменты
Грузоперевозки и логистика
Связь и телекоммуникации
Подбор персонала
Экспозиционная площадь выставки составит 18 000 кв. метров (нетто).
В рамках выставки состоятся семинары и крупнейший форум нефтяников - 7-й Российский Нефтегазовый Конгресс.
Участниками Конгресса станут 700 делегатов из 30 стран. В программу войдут два тематических дня: День Нефти и День Газа. Лидеры российской и зарубежной нефтегазовой индустрии представят технические доклады по технологиям добычи и разработки, нефтепереработки и нефтехимии.
Состоится специальное заседание: перспективы энергетического сотрудничества в Каспийском регионе.
ОСНОВНЫЕ ТЕМЫ КОНГРЕССА
Российский нефтегазовый сектор: тенденции и перспективы развития
Государственная политика и законодательное регулирование нефтегазового комплекса
Новые бизнес-стратегии нефтегазовых компаний в условиях финансового кризиса
Россия — надежный поставщик энергоресурсов
Геологическое изучение недр суши и континентального шельфа России
Международные стратегические альянсы при освоении месторождений
Газовая стратегия России
Нефтегазовый сервис в России
Интенсификация добычи и повышение нефтеотдачи
Ключевые проекты транспортировки нефти и газа
Утилизация попутного нефтяного газа
Будущее нефтегазовой отрасли: рациональное использование ресурсов, экология, социальная ответственность
Точка зрения молодых специалистов: какие изменения необходимы для развития нефтегазовой отрасли
Нефтегазовый Конгресс и международная выставка предоставят возможности деловым кругам и специалистам для широкого обмена мнениями, демонстрации лучших достижений в области научных разработок и внедрения передовых технологий нефтегазодобычи, нефтегазопереработки, транспортировки и хранения нефти и газа, оптимизации издержек производства, рационального недроиспользования, обеспечения промышленной и экологической безопасности.

12 марта 2010 г., Москва – РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина при поддержке компаний SAP и IBM сообщил о создании первого в России стенда, демонстрирующего преимущества совместного использования технологий IBM System z и решений SAP, базирующихся на платформе SAP NetWeaver.
Решения SAP являются общепризнанным мировым стандартом для нефтегазовой отрасли. Специалисты в этой области - высоко востребованный кадровый ресурс как в России, так и во всем мире. Одновременно с этим нефтегазовым компаниям требуются новые технологические решения, способные поддерживать постоянно развивающийся бизнес. Среда SAP и вся ИТ-инфраструктура современной энергетической компании должны соответствовать глобальному масштабу деятельности и удовлетворять таким требованиям, как обеспечение непрерывной масштабируемости, высочайшего уровня безопасности, надежности и доступности всех информационных систем.
Развертывание решений SAP на платформе IBM System z позволяет компаниям создавать информационные системы, отвечающие всем вышеупомянутым требованиям. Мэйнфрейм IBM System z – это тесно интегрированное решение, включающее СУБД, средства обеспечения безопасности и инструменты системного управления и т.д. Обладая такими преимуществами, как:
• надежность и максимальный уровень готовности (99,999%);
• гибкость и практически линейная масштабируемость;
• способность обрабатывать огромные объемы данных;
• высочайший уровень защиты важнейших для бизнеса конфиденциальных данных.
Данная система идеально подходит для использования в качестве сервера баз данных и приложений SAP.
Проанализировав потребности индустрии, в РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина было принято решение о создании на базе Центра Информационных Технологий демонстрационного стенда решений SAP на платформе IBM System z.
Стенд функционирует на базе ЦОД РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Программное обеспечение SAP, базирующееся на платформе SAP NetWeaver 7.0 в конфигурации ABAP + Java Unicode, развернуто на сервере IBM System z9. Серверы приложений SAP работают под управлением ОС Linux for System z в виртуальной среде z/VM, а в качестве СУБД используется IBM DB2, работающая под управлением z/OS. Данная mainframe-only инсталляция приложений SAP на платформе SAP NetWeaver произведена специалистами ЦИТ РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина впервые в России.
Основной задачей стенда является демонстрация эффективности использования мэйнфреймов System z в качестве платформы для развертывания решений SAP, консолидации сервисов и приложений и создания хранилищ данных.
Российский Государственный Университет нефти и газа имени И. М. Губкина является базовым вузом Учебно-методического объединения вузов страны, осуществляющих подготовку специалистов по нефтегазовым специальностям. Университет имеет многолетние связи с промышленностью. В настоящее время 49 российских нефтегазовых компаний, являются стратегическими партнерами университета. В соответствии с Положением о Совете попечителей, университет имеет с компаниями договоры о сотрудничестве, в которых определены конкретные программы совместной деятельности. В числе основных попечителей ОАО «Газпром», ОАО НК «Роснефть», ОАО НК «Лукойл», ОАО «Татнефть», ОАО «ТНК-BP», ОАО «АК Транснефть», ОАО «РИТЭК», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «АК Транснефтепродукт», ОАО «Стройтрансгаз», ООО «Итера», ГУП «СГ-транс» и др. Помимо российских компаний, большой вклад в инновационное развитие вуза внесли зарубежные партнеры, которые оказали не только финансовую помощь, а также информационную, программную и научную поддержку. Благодаря зарубежным партнерам Университета получил доступ к современным технологиям и лучшим мировым практикам в области разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина является клиентом SAP.

25 марта 2010 года в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина состоится «День технологий IBM», посвященный вопросам интеграции мэйнфреймов IBM в ИТ-инфраструктуру учебных заведений и предприятий нефтегазовой отрасли. С докладами выступят специалисты IBM в России и СНГ и компании «EC-инжениринг», а также преподаватели и студенты вузов ассоциации «z/Universities».
Ассоциация «z/Universities» была создана по инициативе преподавателей вузов, принявших участие в первой межвузовской научно-методической конференции «Технологии IBM в образовании», проходившей в ноябре 2008 года в Московском государственном университете путей сообщения (МИИТ). Деятельность ассоциации направлена на содействие организации в вузах России подготовки высококвалифицированных специалистов по System z технологиям и заключается в проведении конференций, семинаров, рабочих встреч по обмену опытом, координации повышения квалификации преподавателей в тесном взаимодействии с корпорацией IBM, а также других форм взаимовыгодного сотрудничества. В апреле 2009 года ассоциация «z/Universities» провела в МГТУ им. Н.Э.Баумана всероссийскую конференцию по проблемам взаимодействия вузов и промышленности, активными учатнками которой стали представители бизнес-сообщества. Вузами – учредителями ассоциации являются: МИИТ; МГТУ им. Н. Э. Баумана; Московский государственный университет экономики, статистики и информатики (МЭСИ); РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Московский государственный лингвистический университет.
РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина приобрел в 2008 году в рамках инновационного образовательного проекта мэйнфрейм IBM System z. На его основе реализуются элементы виртуальной среды профессиональной деятельности, позволяющие повысить уровень компетенции специалистов различного профиля благодаря имитации реальных аспектов деятельности предприятий нефтегазовой отрасли. Помимо этого, РГУ нефти и газа планирует организовать обучение по программному обеспечению системного, промежуточного и прикладного уровней, функционирующему на платформе мэйнфреймов IBM.
Московский государственный университет путей сообщения (МИИТ) является ведущим вузом России по подготовке инженеров транспорта. В процесс обучении специалистов в МИИТе внедрены такие современные технологии, как: мультимодальный ситуационный центр обучения, прогрессивные формы дистанционного обучения, виртуализация учебных ресурсов. Учебно-лабораторная база образовательного процесса МИИТа по технологиям IBM основана на удаленном доступе к операционным системам и программным продуктам, установленным в Центре обработки данных (ЦОД) ИУИТ на мэйнфрейме IBM System z9. Доступ осуществляется по сети университета или по Интернет (для внешних пользователей). Для поддержки выполнения практических заданий используется программный комплекс «Виртуальная лаборатория». C 2009 года на основе Системы дистанционного обучения МИИТа реализуется проект «Виртуальное объединение образовательных ресурсов вузов железнодорожного транспорта», предполагающий проведение в интересах компании ОАО «РЖД» подготовку в трех вузах отрасли специалистов по технологиям IBM.
Академический центр компетенции IBM в области больших вычислительных машин функционирует в МГТУ им. Н.Э.Баумана с 2007 года. За это время около трехсот студентов МГТУ прошли обучение по технологиям мэйнфреймов. В декабре 2009 года МГТУ им. Н.Э.Баумана произвел обновление своего мэйнфрейма до IBM System z10 BC, существенно увеличив производительность вычислительного узла системы. Мэйнфрейм в МГТУ им. Баумана планируется использовать в целях: автоматизации работы структурных подразделений университета, автоматизации сбора, хранения и обработки информации о текущей успеваемости; реализация официальных сайтов факультетов и кафедр; каталогизация электронных ресурсов; обучение современным технологиям IBM; реализация НИОКР; поддержка дружественных образовательных учреждений
Академическая инициатива IBM является целевой программой корпорации IBM по сотрудничеству с учебными заведениями во всем мире и направлена на проведение совместных исследовательских работ, повышение конкурентоспособности будущих выпускников на рынке труда, повышение квалификации преподавательского состава в ИТ-области, совершенствование образовательных программ; развитие и продвижение открытых стандартов.
В рамках данной программы заинтересованным преподавателям и студентам предоставляются многочисленные ресурсы: методические материалы для проведения лекций, семинаров и лабораторных работ; удаленный доступ к мэйнфрейму; программное обеспечение для System z; возможность сертификации студентов на льготных условиях; программы стажировки; конкурсы и гранты для аспирантов; студентов и преподавателей. Активными участниками программы Академическая инициатива IBM являются вузы ассоциации «z/Universities». В 2009 году в рамках программы Академическая инициатива IBM прошел всероссийский конкурс по программированию на платформе мэйнфреймов «z/Мастер 2009», участниками которого стали студенты из более чем сорока вузов России.
Компания “ЕС инжиниринг” обладает большим опытом в области интеграции решений IBM в инфраструктуру государственных организаций, банков, промышленных предприятий и предприятий топливно-энергетического комплекса. Корпорация IBM неоднократно отмечала высокий технический уровень специалистов ЗАО “ЕС инжиниринг”. Так, по результатам 2006 года ЗАО «ЕС инжиниринг» получила почетный сертификат по категории «Лучший старт в продвижении технологий IBM System z» за успешную реализацию новых проектов на платформе IBM System z. По итогам 2006 г. ЗАО «ЕС инжиниринг» была удостоена статуса «TOP 100 Business Partners 2006». В 2009 году компания подтвердила сертифицированное партнерство с IBM по системам IBM System z и IBM System p, а также системам хранения данных. Компания «ЕС инжиниринг» имеет отлаженную логистику, что позволяет ей обеспечивать быстроту и своевременность поставок, которая подтверждается почетным статусом – «IBM Premier Business Partner 2009».

27 апреля 2010 г. Компания IBM совместно с Российским государственным университетом Нефти и Газа имени И. М. Губкина, семинар «Сотрудничество РГУ Нефти и Газа имени И.М.Губкина и IBM для внедрения инновационных решений в нефтедобывающих компаниях РФ». В ходе семинара - следующие темы:
· Направления сотрудничества РГУ Нефти и Газа и IBM для решения задач нефтяной отрасли РФ,
· Совместные проекты IBM с нефтегазовыми компаниями, в том числе на примере корпорации Shell Group,
· Практический опыт внедрения нефтегазовых решений IBM в компании Statoil,
· Мониторинг фактического состояния оборудования,
· Управление эксплуатацией и производственными активами на примере одной из ведущих мировых компаний,
· Построение Центров Обработки Данных на вертикально интегрированной платформе IBM System z.

17.06.10.  Tieto создает Центр Компетенции для нефтегазовой отрасли в России
В соответствии со своей стратегией роста, Tieto создает в России Центр Компетенции для решений нефтегазового сектора. Tieto видит хорошие перспективы роста и высокий спрос на свою систему управления производством Energy Components.
Tieto осуществила несколько успешных внедрений Energy Components в России и странах СНГ и теперь делает следующий шаг навстречу своим существующим и будущим клиентам в нефтегазовом секторе России. Московский офис будет являться частью глобальной структуры Tieto, обеспечивающей доступность высокой экспертизы в области нефти и газа и поддержки бизнеса в России.
Energy Components является системой управления производством и учетом углеводородов, выбранной в качестве лучшей практики большинством нефтегазодобывающих компаний, среди которых ExxonMobil, Shell, BP, Chevron и ConocoPhillips.
Тронд Арве Петтерсен, руководитель направления Energy Components, говорит: “Мы наблюдаем огромный спрос на наше решение Energy Components во всем мире. Россия является стратегическим рынком для Tieto, и сейчас мы объединяем наши сильные глобальные позиции с непосредственным присутствием в России. Мы в состоянии предоставить нашим российским клиентам лучшую производственную систему в мире и внедрять ее силами локальной команды русскоговорящих экспертов в нефтегазовой отрасли, находясь при этом в более тесном контакте с клиентами”.
“Повышение производительности, поддерживаемое современными инновациями, является основным направлением экономического развития России. Проект Силиконовой Долины, поддерживаемый различными корпоративными программами, является очевидным подтверждением этого движения. Чтобы ускорить движение в нефтегазовом секторе мы приняли решение в кратчайшие сроки создать локальную инновационную команду экспертов-консультантов в этой отрасли. По мере роста бизнеса, состав команды будет расширен до 10–15 человек. Внедрения зачастую производятся самими клиентами, поэтому наша роль сводится к предоставлению локальной поддержки и консультаций”, – поясняет Туомо Сумманен, Генеральный Директор Tieto Россия.
Tieto была признана аналитической компанией IDC ведущим поставщиком решений для учета углеводородов в 2007 и 2010 г.г. (IDC Energy Insights, Doc #EI222017 / Март 2010).
Tieto – это компания, предоставляющая услуги в сфере информационных технологий, исследований и разработок, а также консультации в различных областях. В компании работает около 16 000 специалистов, благодаря которым мы являемся одной из ведущих организаций, предоставляющих IT-услуги, в Северной Европе, а также мировым лидером в отдельных сегментах рынка. Наши основные сферы деятельности – это области, в которых мы достигли глубокого понимания потребностей и специфики коммерческой деятельности клиентов. Подход компании, ориентированный на клиентов, и профессиональный опыт Скандинавии.
Tieto предоставляет услуги нового поколения на базе открывающегося 30 июня в Москве Центра Обработки Данных, следуя своим планам развития в России, открывает в Москве новый Дата Центр, оснащенный новейшими технологиями, и представляет на российском рынке свои самые современные концепции услуг - «мощность по требованию» и облачные SaaS сервисы. Решения Tieto позволяют обрабатывать и хранить данные с использованием наиболее передовых из представленных на рынке технологий.
Вычислительные мощности и объемы хранения данных могут быть оптимизированы для каждого бизнес-приложения в соответствии с требованиями к его доступности, производительности и восстановлению. Это обеспечивает клиентам Tieto максимальную гибкость и адаптируемость к текущим потребностям рынка. Кроме того, Tieto предлагает услуги технической поддержки пользователей и управления приложениями и сетевыми соединениями в соответствии с установленными требованиями к безопасности, резервному копированию и восстановлению данных.
Туомо Сумманен, Генеральный директор Tieto в России и СНГ, говорит: “Новые услуги соответствуют стратегическим планам Tieto по расширению своего бизнеса в России. Приобретение вычислительных мощностей в соответствии с действительными потребностями бизнеса дает нашим клиентам большую гибкость в условиях меняющегося рынка. Такой подход позволяет компаниям постоянно использовать самые современные технологии без дополнительных капиталовложений. Tieto видит себя в качестве «облачного интегратора», предоставляющего безопасные облачные услуги и средства интеграции широкому кругу потенциальных клиентов”.
Tieto инвестирует в строительство новых энергосберегающих Центров Обработки Данных на своих основных рынках: в Финляндии, Швеции и России. Компания в настоящее время строит два новых ультрасовременных дата центра неподалеку от Стокгольма и Хельсинки. Безопасность, максимальное применение энергосберегающих технологий и возобновляемых источников энергии являются ключевыми требованиями при создании новых дата центров Tieto.

На заводе "Сименс Электропривод" запущена линия по производству мощных электродвигателей. 5 октября в Санкт-Петербурге в торжественной церемонии запуска линии приняли участие Директор департамента «Мощные приводы» «Сименс АГ» Юрген Брандес, Президент ЗАО «РЭП Холдинг» Геннадий Локотков, Президент «Сименс» в России и Центральной Азии Дитрих Меллер. Мероприятие также посетили представители компаний – ключевых заказчиков завода: ОАО «Газпром», ОАО «Транснефть», ОАО «РЖД», ООО «Уральские локомотивы» и других.
Санкт-Петербург, 05.10.2010. Запуск новой производственной линии является первым крупным шагом по развитию завода после того, как в 2010 г. «Сименс» расширил свое участие в уставном капитале ООО «Сименс Электропривод» c 50% до 66% и проинвестировал совместно с «РЭП Холдингом» около 25 млн. евро для создания инфраструктуры и производственных площадей с целью основания единого предприятия по производству электродвигателей и преобразователей частоты, а также тяговых электродвигателей и преобразователей. ООО «Сименс Электропривод» является совместным предприятием «Сименс» и ЗАО «РЭП Холдинг», созданным в 2006 году.
Превращение завода в современную производственную площадку под управлением «Сименс» нацелено на углубление локализации технологий концерна в России. С одной стороны, речь идет о локальном производстве высокотехнологичной продукции для российской нефтегазовой отрасли, в частности, для таких проектов, как нефтепровод ВСТО-1 и ВСТО-2. С другой стороны, завод становится локальным поставщиком для российских производств «Сименс» в области железнодорожного машиностроения. Так, электродвигатели изготовления «Сименс Электропривод» планируется использовать при строительстве электропоездов Desiro RUS и грузовых локомотивов в Верхней Пышме.
Кроме того, OOO «Сименс Электропривод» станет в России головным центром «Сименс» по сервисному обслуживанию мощных двигателей. В задачи предприятия будет входить и развитие сети российских поставщиков, в том числе для нужд всего глобального «Сименс».
«Запуск новой линии завода стал очередным крупным шагом «Сименс» в локализации технологий в России и для России. Теперь ООО «Сименс Электропривод» становится неотъемлемой частью российской экономики, - заявил на торжественной церемонии Дитрих Мёллер. – Только в этом году мы занимаемся целым рядом инвестиционных проектов по локализации производства высокотехнологичной продукции в стране. «Сименс» уверенно и прочно связывает свои перспективы с успешным долгосрочным и динамичным развитием России».
Юрген Брандес подчеркнул, что Россия представляет собой стратегический рынок в области машиностроительного оборудования, обладающий большим потенциалом роста: «Мы намерены и дальше укреплять свои позиции на этом рынке, предлагая нашим российским заказчикам современное и надежное оборудование «Сименс». Особенно радует тот факт, что мы выпускаем все больше своей высокотехнологичной продукции со знаком «Сделано в России».

28.10.2010. Компания Datastream Solutions CIS победила в тендере на внедрение решения Infor EAM на заводах третьей очереди ОАО «СИБУР-Холдинг». В новом проекте будет применен единый подход к развертыванию ЕАМ-решения, выработанный компанией Datastream Solutions CIS в рамках внедрения системы на предприятиях СИБУРа первой и второй очереди
СИБУР-Холдинг официально известил компанию Datastream Solutions CIS о победе в тендере на внедрение ЕАМ-системы Infor на заводах третьей очереди в соответствии с программой ПОФ («Внедрение передовых методов поддержания основных фондов»). В данную группу предприятий вошли ООО «Тольяттикаучук», ОАО «Уралоргсинтез», ОАО «Красноярский завод синтетического каучука», ОАО «Сибур-ПЭТФ», ОАО «Пластик» и ОАО «СибурТюменьГаз», в свою очередь включающий еще шесть заводов. Внедрение решения на предприятиях первой («Сибур-Химпром» и «Сибур-Нефтехим») и второй («Воронежсинтезкаучук» и «Тобольск-Нефтехим») очереди производилось так же специалистами компании Datastream Solutions CIS.
Основной целью проекта внедрения Infor EAM на следующих шести предприятиях холдинга является повышение эффективности деятельности по техническому обслуживанию и ремонтам основных производственных фондов за счет применения специализированного ИТ-решения, лидирующего в своем классе. Для достижения поставленной цели предполагается решить ряд задач, включая разработку алгоритмов управления процессами ТОиР, соответствующую настройку системы, обеспечение бесшовной интеграции Infor EAM с другими используемыми на предприятиях информационными системами, обучение персонала заводов работе с решением.
В рамках развертывания системы Infor EAM на «пилотных» предприятиях и заводах второй очереди ОАО «СИБУР-Холдинг» была отработана оптимальная модель технического обслуживания и ремонтов для предприятия нефтехимического холдинга, которая и будет использоваться в проекте внедрения системы на шести следующих заводах.
«Победа в тендере для нас очень важна, поскольку она является подтверждением доверия к нашей компании со стороны СИБУР-Холдинга по результатам внедрения решений на заводах первой и второй групп, - отмечает Роман Ромахин, руководитель проекта от компании Datastream Solutions CIS. – Приятно, что СИБУР использует грамотную стратегию внедрения ЕАМ-решения на своих предприятиях: применение выработанного унифицированного подхода к развертыванию системы обеспечивает высокую степень надежности достижения поставленных целей при реализации проекта».
Завершение проекта внедрения решения Infor EAM на шести предприятиях третьей очереди СИБУР-Холдинга планируется в конце сентября 2011 года.

1 декабря 2010 года. Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, компании IBM, Sword CTSpace и АйТи, пресс-конференция, приуроченная к выходу на российский рынок отраслевого решения по управлению процессами капитального строительства в крупных инвестиционных проектах нефтегазовой отрасли. Участники пресс-конференции в рамках презентации решения по управлению процессами капитального строительства в крупных инвестиционных проектах нефтегазовой отрасли:
• Леонид Алтухов, директор подразделения программных решений IBM в России и СНГ
• Тони Румманс (Tony Rummans), Vice-Precident Worldwide Sales, IBM Enterprise Content Management (ECM) Software
• Тим Рейнольдс (Tim Reynolds), Business Unit Director Europe Sword CTSpace
• Виктор Мартынов, ректор РГУ нефти и газа им. Губкина
• Тагир Яппаров, генеральный директор АйТи
В программе:
Управление процессами и документооборотом при капитальном строительстве. Европейский опыт инжиниринга. (Tim Fleet, Senior consultant Sword CTSpace)
Адаптация к российским стандартам решения по процессам работы участников капитального строительства над проектно-сметной документацией. (Юрий Клочко, заместитель директора Центра информационных технологий РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Проблемы автоматизации процессов планирования и контроля исполнения процессов капитального строительства. (Сергей Малахов, независимый эксперт)
Круглый стол: Обмен мнениями участников о текущих задачах капитального строительства в топливно-энергетической отрасли
Посещение музея и инновационных центров РГУ нефти и газа имени им. И.М. Губкина

В ОАО «Сургутнефтегаз» внедрен процессный подход к проектированию ИТ-решений
Сургут – Москва, 3 декабря 2010 г. – Компания «Сургутнефтегаз» награждена премией «Совершенство бизнес-процессов» в номинации «Система процессного управления». Награждение состоялось на прошедшем в Москве в конце октября Процессном форуме, где представители ОАО «Сургутнефтегаз» рассказали о внедрении в ИТ-департаменте нефтяной компании процессного подхода к проектированию ИТ-решений. Проект выполнен с помощью BPM-платформы ARIS и консультантов компании Software AG & IDS Scheer.
Нефтяная компания обратилась к процессному подходу при внедрении информационных систем, поскольку требовалось устранить методологический разрыв в привязке бизнес-задач к ИТ-решениям. Или, как еще говорят на Западе, гармонизировать ИТ-стратегию с требованиями бизнеса. Многие крупные западные компании уже реализовали у себя такие проекты, которые, как правило, приводят к существенной экономии затрат на ИТ и повышению эффективности работы.
Для выполнения проекта ИТ-департамент «Сургутнефтегаза» привлек компанию Software AG & IDS Scheer, которая, как и в выполнявшихся ею проектах для западных компаний, предложила использовать все необходимые для гармонизации ИТ и бизнеса инструменты: внедрить методологию описания бизнес-процессов, определить подходы к их совершенствованию и в качестве организационного элемента поддержки процессного управления в компании создать Процессный офис. Еще одна задача в рамках проекта – внедрение методологии документирования и управления архитектурой предприятия, включающей домены бизнес- и ИТ-архитектуры. Необходимость такого комплексного моделирования архитектуры предприятия связана с тем, что корпоративная ИТ-архитектура должна быть нацелена на поддержку и совершенствование бизнес-процессов компании.
Все эти задачи решались с помощью различных продуктов платформы ARIS: Business Architect – для описания бизнес-процессов; Business IT Architect – для описания и управления архитектурой предприятия; Business Optimizer и Business Simulator – для анализа и совершенствования бизнес-процессов; Business Publisher – для web-публикации всей информации по бизнес-процессам.
В компании создан Процессный офис, основные усилия которого направлены на поддержку всех проектно-методологических групп компании (ПМГ), которые определяют портфели ИТ-проектов в рамках своих направлений (бурение, добыча, переработка, транспорт, энергоснабжение, капитальное строительство и т.д.), участвуют в проектных работах, курируют разработку и внедрение ИТ-решений.
В результате формирование требований к ИТ-решениям выполняется теперь на основе результатов комплексного анализа бизнес-процессов, что позволяет точнее определить рамки проекта, получить полную информацию об участниках, документообороте, а также провести оптимизацию бизнес-процесса. Процессный офис не только поддерживает ПМГ, но и сам принимает участие в решении наиболее важных и сложных бизнес-задач.
Еще одна новая организационная структура – Центр корпоративной архитектуры (ЦКА). Это, по своей сути, совет ведущих специалистов компании, которые определяют пути развития единой информационной системы предприятия.
В нефтяной компании также создана (для пилотного бизнес-процесса) система процессного контроллинга на базе продукта ARIS Process Performance Manager (PPM). Она предназначена для мониторинга, контроля и анализа процесса «Строительство скважин куста» на этапах подготовительных работ и бурения - ключевого для «Сургутнефтегаза». Для анализа процесса используются различные процессные показатели эффективности: временные (такие, как продолжительность строительства скважины), стоимостные (такие, как стоимость метра проходки по скважине), объемные и количественные показатели по бурению, организационные. Для восстановления с помощью ARIS PPM реального бизнес-процесса использовались транзакционные данные из эксплуатируемых в «Сургутнефтегазе» информационных систем SAP R\3 и «Альфа». В результате весь процесс бурения стал прозрачным (в разрезе по отдельным скважинам, бригадам и т.д.).
«Мы создали основу для эффективного взаимодействия с бизнес-подразделениями, с которыми можем теперь говорить на одном языке – языке бизнес-процессов, – подчеркивает начальник управления информационных технологий ОАО «Сургутнефтегаз» Ринат Гимранов. – За счет вовлечения бизнеса в работы по моделированию бизнес-процессов и формированию требований к ИТ-решениям число пользователей системы моделирования процессов возросло в несколько раз. Именно благодаря внедрению процессного подхода к проектированию ИТ-решений и построению единой ИС эффективность совместной работы ИТ и бизнеса существенно выросла».
«Готовность и восприимчивость “Сургутнефтегаза” к инновациям достойна всемерного уважения и заслуживает подражания. Компания первой в России взяла на вооружение методологию и инструментарий для управления архитектурой предприятия (EA), - отмечает генеральный директор Software AG & IDS Scheer в России и странах СНГ Мария Каменнова. – Вообще, этот проект отличает комплексный подход к решению задач клиента. Внедрение процессной методологии и поддерживающих ее программных средств создало большой задел для последующей самостоятельной работы сотрудников “Сургутнефтегаза” по процессно-ориентированному внедрению информационных систем, совершенствованию бизнес-процессов и ИТ-архитектуры компании».
О компании ОАО «Сургутнефтегаз». Основными направлениями бизнеса компании являются: Разведка и добыча углеводородного сырья; Переработка газа и производство электроэнергии; Производство и маркетинг нефтепродуктов, товарного газа, продуктов газопереработки; Выработка продуктов нефтехимии. Одной из главных особенностей ОАО "Сургутнефтегаз" является его чрезвычайно устойчивое финансовое положение. "Сургутнефтегаз" - единственная в отрасли компания, которая не имеет задолженности. Напротив, "Сургутнефтегаз" располагает значительным запасом денежных средств, позволяющими ему обеспечить финансирование намеченных проектов вне зависимости от внешних факторов. Стратегия развития компании предполагает расчет исключительно на собственные силы. "Сургутнефтегаз" -- лидер по объёму выполняемых буровых работ. "Сургутнефтегаз" обеспечивает треть от общероссийской проходки в бурении, на его долю приходится четверть всех новых скважин.

Брюссель, 07.12.2010. «Сименс» и «Транснефть» подписали соглашение о стратегическом партнерстве и сотрудничестве.
7 декабря в Брюсселе концерн «Сименс АГ» и ОАО «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» подписали соглашение о стратегическом партнерстве и сотрудничестве. Свои подписи под документом поставили Президент и Председатель правления «Сименс АГ» Петер Лёшер и Президент "Транснефти" Николай Токарев.
Цель Соглашения - укрепление и дальнейшее развитие стратегического партнерства и сотрудничества между двумя компаниями во всех сферах деятельности, представляющих взаимный интерес. «Партнеры стремятся к совместному использованию их потенциала с целью повышения эффективности их бизнеса и улучшения конкурентных позиций на рынке», - отмечается в документе.
Соглашение определяет два приоритетных направления сотрудничества «Сименс» и «Транснефти». Первое направление - приводы – включает в себя развитие систем синхронных и асинхронных двигателей, устройств плавного пуска и преобразователей частоты вращения для синхронных и асинхронных электродвигателей насосных агрегатов, а также модернизацию насосных агрегатов.
Второе направление - поставка и сервис энергетического оборудования. Оно охватывает системы и устройства распределения электроэнергии, комплексные цифровые устройства и системы защиты, контроля и управления для подстанций и распределительных сетей, трансформаторы и трансформаторные подстанции, а также современное электротехническое оборудование для систем энергоснабжения.

IBM разрабатывает ИТ-решения для повышения  эффективности разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений  для “Газпромнефть НТЦ”
3 февраля 2011 г. - IBM, ООО «Газпромнефть НТЦ» и РГУ нефти и газа им. Губкина объявили о подписании соглашения о развитии совместного сотрудничества, в рамках которого планируется реализация концепции и ИТ-решений для осуществления комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений в “Газпромнефть НТЦ”. Соглашение было подписано Дмитрием Волоховым, генеральным директором ООО «Газпромнефть НТЦ», Виктором Мартыновым, ректором РГУ Нефти и Газа и Кириллом Корнильевым, генеральным директором IBM в России и СНГ.
Разрабатываемое решение реализует концепцию интегрированного интеллектуального управления разработкой и эксплуатацией нефтегазовых месторождений (“электронное месторождение”), создания среды хранения и обработки геолого-геофизических и промысловых данных и системы управления знаниями. Внедрение такого комплекса позволяет повысить эффективность работы геологов, геофизиков и нефтяных инженеров, ответственных за разработку и эксплуатацию месторождений. Проведение таких мероприятий также позволит повысить уровень разведанных и исследованных запасов и их извлекаемость, сократить время ввода месторождений в эксплуатацию и снизить риски и стоимость эксплуатации скважин и добывающего оборудования.
Реализация интеллектуального управления разработкой и эксплуатацией месторождений предполагает создание среды совместной работы специалистов, единого пространства хранения и обработки данных месторождений, разработку системы мониторинга, оптимизации и предсказания поведения месторождений и отдельных скважин в реальном времени.
Генеральный директор «Газпромнефть НТЦ» Дмитрий Волохов отметил: «Реализация Соглашения позволит вывести на новый качественный уровень работу по созданию единой системы управления информационными ресурсами Научно-Технического Центра, и даст возможность существенно повысить скорость и оптимизировать производительность обработки геолого-геофизических, промысловых и технологических данных по месторождениям компании «Газпром нефть», расширит проектные и научно-исследовательские мощности НТЦ, обеспечит его информационную безопасность».
В первую очередь в рамках проекта будет реализована высокоэффективная среда для совместной работы геологов (виртуальное рабочее место геологов). Это решение позволит вывести на качественно новый уровень организацию работы геологов Газпромнефть НТЦ, которые смогут совместно формировать гидродинамические 3D/4D модели, эффективно интерпретировать данные сейсмических исследований с использованием технологий облачных вычислений, распределенного доступа к ресурсам комплекса, расчета и интерпретации моделей на суперкомпьютерах IBM.
“Это первый российский проект по разработке интегрированной платформы для повышения эффективности нефтегазового строительства, - отметил Михаил Стругов, руководитель подразделения по работе с компаниями нефтегазового сектора, IBM в России и СНГ. - Объединяя научные, технологические и инженерные ресурсы лидеров индустрии, подписание меморандума вносит вклад в развитие стратегической для российской экономики отрасли”.
Уникальный научный и практический опыт специалистов Российского Государственного Университета Нефти и Газа и ООО «Газпромнефть НТЦ», а также мировой опыт IBM в реализации проектов по созданию интеллектуальных цифровых систем управления нефтедобычей, обслуживания месторождений и поддержки процессов геологического моделирования в крупнейших международных нефтегазовых компаниях позволят использовать полученный синергетический эффект и лучшие инновационные технологии и методики в российской нефтяной индустрии и создать уникальную модель управления добычей углеводородов.
«Газпромнефть НТЦ» - дочернее предприятие компании «Газпром нефть», созданное в октябре 2007 года с целью повышения эффективности разработки месторождений и развития минерально-сырьевой базы «Газпром нефти». Предприятие обладает уникальным научным опытом в области создания геологических и промысловых моделей месторождений.

Средневолжская газовая компания повышает эффективность управления бизнесом с помощью решений IBM. Крупнейшая газораспределительная компания России реализует комплексное управление ИТ с помощью IBM Tivoli.
14 марта, 2011 г. – Корпорация IBM (NYSE:IBM) объявляет о завершении проекта по внедрению системы мониторинга ИТ-инфраструктуры на базе Tivoli Monitoring в Средневолжской газовой компании (СВГК). Реализация проекта позволит старейшей газораспределительной компании России обеспечить отказоустойчивость ИТ-инфраструктуры, повысить качество поддержки программных и технических систем автоматизации производственных процессов компании.
Проект реализован силами бизнес-партнера IBM, компании “ГЕТНЕТ Консалтинг”.
Средневолжская газовая компания (СВГК) – крупнейшая газораспределительная компания России, отвечающая за развитие и эксплуатацию газового хозяйства в Самарской области. Компания имеет распределенную филиальную структуру, объединяющую 10 филиалов и 9 специализированных управлений. ИТ-инфраструктура участвует в поддержке всех основных производственных и бизнес-процессов, включая проектирование и строительство газопроводов, бухгалтерию и пр. При этом руководство ИТ-подразделения компании сталкивалось с трудностями централизованного управления и контроля над распределенной ИТ-инфраструктурой, не позволявшими гарантировать отказоустойчивость информационных систем. В связи с этим на протяжении нескольких лет разрабатывался проект внедрения системы мониторинга ИТ-инфраструктуры. Реализация проекта стартовала в начале 2010 г.
“Для компании, работающей в сфере газоснабжения, непрерывный доступ к информации, отказоустойчивая работа ИТ-систем является критической, - отметил С.В.Блинов, начальник управления ИТ СВГК. - Поэтому мы серьезно подошли к реализации проекта на всех его этапах, начиная от разработки технического задания и выбора программной платформы до финального тестирования системы”.
В выборе программной платформы для мониторинга ИТ-системы компания опиралась на опыт использования и тестирования продуктов IBM Tivoli. Кроме того учитывалось, что серверное оборудование IBM является корпоративным стандартом СВГК. Поэтому руководство ИТ-департамента компании остановилось на Tivoli Monitoring. В ходе реализации проекта была разработана система мониторинга ИТ-инфраструктуры, включающая в себя мониторинг серверных ресурсов, эксплуатируемого в компании программного обеспечения и баз данных, сетевого оборудования во всех филиалах СВГК, включая более 100 каналов передачи данных, связывающих головной офис компании с ее подразделениями.
“Tivoli Monitoring – комплексное решение, позволяющее бизнесу получить удобный инструмент для контроля всех процессов, в которых задействована ИТ-инфраструктура, - подчеркнул Ивачи Драгутин, руководитель департамента программного обеспечения IBM в России и СНГ. - Проект, реализованный в СВГК, демонстрирует инновационный подход к управлению и контролю над ключевыми бизнес-процессами”.
После ряда тестовых испытаний, проверяющих различные критерии работы системы, такие, как оперативность обработки информации, полнота обрабатываемых параметров и событий по охвату контролируемых систем, достоверность и информативность оповещений, фильтрация некритичных событий, определение корневых проблем, прогнозирование тенденций, специалисты СВГК приняли систему в производственную эксплуатацию в конце 2010 г.
В планах развития системы мониторинга – ее дальнейшее расширение, обучение сотрудников, участвующих в ее поддержке, и техническая поддержка системы со стороны IBM.
Компания “ГЕТНЕТ Консалтинг” решает задачи повышения эффективности бизнеса заказчиков средствами информационных технологий и предлагает широкий спектр полнофункциональных ИТ-решений для автоматизации основных бизнес-процессов предприятий.

«Газпром нефть» повысит эффективность коммерческого учета с помощью IBM DB2 Enterprise и «1С: Предприятие».
25 апреля 2011 г. Корпорация IBM объявляет о завершении проекта по миграции унифицированной системы коммерческого учета на базе платформы «1С: Предприятие» под управление СУБД IBM DB2 Enterprise в предприятиях нефтепродуктообеспечения (ПНПО) компании «Газпром нефть».
Перевод автоматизированной системы оперативного коммерческого учета на базе платформы «1С: Предприятие 8.2» под управление СУБД IBM DB2 позволит компании избежать рисков, связанных со сбоями в работе системы коммерческого учета, простоями и рисками срывов сроков закрытия месяца, и сократить время проведения финансовых документов в два раза.
Проект выполнен силами бизнес-партнера IBM - компанией «ALP Group», которая также осуществляет разработку и внедрение системы коммерческого учета в предприятиях нефтепродуктообеспечения компании «Газпром нефть».
«Газпром нефть» - одна из 20 крупнейших нефтяных компаний мира по запасам углеводородов и одна из пяти ведущих российских компаний по объемам добычи и переработки нефти. В состав группы входят более 40 предприятий из различных регионов России и СНГ.
Система коммерческого учета включает в себя такой функционал, как получение оперативных данных о движении ГСМ (с нефтебаз и АЗС), обработку сменных отчетов АЗС, отчетов по топливному и товарному балансу, получение оперативных данных о финансово-хозяйственной деятельности предприятия.
В системе коммерческого учета предприятий нефтепродуктообеспечения компании «Газпром нефть» задействовано большое количество пользователей. Необходима бесперебойная работа системы на ключевых участках деятельности ПНПО (управление АЗС, нефтебазами, региональными офисами).
Это создает растущую нагрузку на систему управления базами данных. Использовавшаяся ранее СУБД не справлялась с ростом нагрузок, это приводило к недостаточной стабильности и взаимоблокировкам транзакций при проведении отчетности. Компания поставила задачу обеспечить стабильную работу системы коммерческого учета.
«Любые задержки в предоставлении коммерческой отчетности нежелательны, а сбои в доступе к базе данных и ошибки в обработке информации приводят к существенным финансовым рискам, - отметил Игорь Степаненко, Руководитель направления ИТАТ Департамента ИТАТ и производственной эффективности Дирекции региональных продаж ОАО «Газпром нефть» - Поэтому обеспечение стабильности проведения отчетности является для нас важной бизнес задачей».
Специалистами был произведен IT аудит серверного оборудования системы, произведена оптимизация критичных параметров IT ландшафта. Это позволило повысить стабильность и производительность системы, сократить количество блокировок, но в недостаточной степени.
Экспертный и статистический анализ имеющейся информации о производительности системы позволил сделать вывод о недостаточной эффективности работы используемой СУБД для решения задач Заказчика.
Рассматривая различные решения, в частности, Oracle Enterprise, «Газпром нефть» остановила свой выбор на СУБД IBM DB2 Enterprise. Главными преимуществами для заказчика стали скорость миграции и простота автономного обслуживания СУБД. Среди ключевых функциональных особенностей работы IBM DB2 с «1С: Предприятие» - высокая производительность СУБД при параллельной работе большого числа пользователей, возможности оптимизации работы СУБД IBM DB2 под задачи системы учета и построения отказоустойчивых кластеров с высокой степенью доступности, в том числе системы горячего резервирования High Availability Disaster Recovery (HADR). Значительным преимуществом для заказчика стала более низкая стоимость лицензирования продукта по сравнению с Oracle.
«IBM DB2 Enterprise – решение, обеспечивающее универсальный инструментарий для разработки и администрирования баз данных и обработку огромных массивов информации при различных типах рабочих нагрузок, - подчеркнул Сергей Лихарев, руководитель направления по управлению информацией, IBM в России и СНГ. - Реализация проекта по внедрению системы управления базами данных в одной из крупнейших нефтяных компаний России позволит «Газпром нефти» повысить надежность и эффективность системы коммерческого учета на платформе «1С: Предприятие 8.2».
Профессионализм и оперативная работа всей проектной команды, надежность и эффективность интеграции СУБД IBM DB2 с платформой «1С: Предприятие» позволили отлично справиться с поставленной задачей, осуществить миграцию в установленные сроки и повысить производительность и отказоустойчивость системы коммерческого учета.

17 мая 2011. Компании MathWorks, Softline, НОЦ «Нефтегазовый центр МГУ», NVIDIA, Compel, приглашают принять участие в «Нефтегазовой конференции MATLAB».
На конференции будут рассмотрены вопросы, связанные с математической обработкой больших массивов данных, параллельными вычислениям, цифровой обработкой сигналов, автоматическому программированию алгоритмов на целевых платформах, а также моделированием производственных агрегатов использующихся в нефтегазовой отрасли.
Основные темы докладов и демонстраций:
* Обработка результатов сейсморазведки с помощью MATLAB, введение в специализированный набор инструментов MATLAB SeisLab
* Решение геоинформационных задач с использованием одного из инструментов MATLAB – Mapping Toolbox, моделирование розливов нефти
* Ускорение вычислений и работа с большими объемами данных с помощью распределенных вычислений в MATLAB, а также технологии CUDA на графических процессорах NVIDIA
* Разработка и реализация систем управления приводами и насосами, а также встроенного ПО для них на базе процессоров TI
* Системное междисциплинарное моделирование промышленных машин и механизмов в нефтегазовой отрасли.
На конференции с докладами выступят представители организаций активно использующих MATLAB и Simulink для отраслевых НИОКР. С докладом об использовании среды MATLAB для оптимизации гидродинамических моделей нефтяных месторождений выступит Р.А. Байков, УфаНИПИнефть.
Продукты MathWorks дают возможность эффективнее использовать доступные ресурсы и сокращают себестоимость и сроки разработок и исследований в нефтегазовой отрасли. Среда исследований и разработки MATLAB и Simulink позволяет оптимально организовать рабочий процесс инженерных групп разного профиля в одной технологической цепочке.
К участию в конференции приглашаются:
- специалисты в области геофизики, геодезии, сейсмики,
- разработчики прикладного и встроенного программного обеспечения для отраслевых промышленных агрегатов,
- инженеры сервисных и исследовательских организаций,
- специалисты, проводящие расчеты на суперкомпьютерах.
В холле будет организовано рабочее место с демонстрациями автоматической генерации кода из MATLAB для процессоров Texas Instruments.
Программа:
- Обработка данных сейсморазведки в MATLAB: быстро и просто Импорт данных сейсморазветки в среду MATLAB
- Анализ данных с использованием кластера
- Анализ и визуализация геоинформационных данных, Возможности MATLAB для интеграции ГИС, анализа аэрокосмической информации
- работа с различными форматами данных
- Демонстрация набора инструментов SeisLab для обработки данных сейсморазведки
- Решение общих и специальных задач обработки данных сейсморазветки.
- Использование MATLAB для оптимизации гидродинамических моделей нефтяных месторождений
- Единая универсальная среда выполнения сценариев для оптимизации гидродинамических моделей в MATLAB для задач структурной идентификации, с использованием различных методов оптимизации - градиентных, генетических, нейросетевых.
- Моделирование машин и механизмов в среде MATLAB и Simulink
- Моделирование силового агрегата, гидравлической системы и линии передачи электроэнергии в средствах физического моделирования MATLAB и Simulink
- Разработка цифровой промышленной электроники в среде MATLAB и Simulink Программирование микропроцессоров напрямую из среды MATLAB и Simulink
- Разработка системы управления приводами и встроенного ПО для нее на базе процессора TI С2000.

Компания ТНК-ВР автоматизировала управление эффективностью деятельности персонала в системе SAP ERP HCM
16 июня 2011 г. ¬— Компания ТНК-ВР завершила проект автоматизации процессов управления эффективностью деятельности и краткосрочного стимулирования в системе SAP ERP HCM. Партнером по внедрению выступила компания ЭВОЛА.
В 2010 году ОАО «ТНК-BP Менеджмент» определило новую модель управления эффективностью деятельности персонала и краткосрочного стимулирования. Компания ЭВОЛА доработала корпоративный шаблон, который был автоматизирован в системе SAP ERP HCM.
Учитывая постоянное развитие компании ТНК-ВР и уже сложившуюся единую команду, новая методика оценки эффективности деятельности персонала направлена на повышение индивидуальной эффективности каждого сотрудника, мотивацию работников на достижение лучших результатов и целенаправленное развитие персонала.
Автоматизация бизнес-процесса оценки личного вклада позволяет работникам и руководителям, участвующим в процессе, получать оперативный доступ к текущим и прошлым документам оценки с помощью SAP NetWeaver Portal. Аналитическая отчетность позволяет руководителям анализировать распределение оценок внутри подразделения, что повышает объективность оценки работников.
«Особенностью данного проекта были крайне сжатые сроки реализации, — отмечает Александр Сушин, Директор по планированию и управлению эффективностью деятельности Управления кадров ОАО «ТНК-ВР Менеджмент». — Основной задачей, стоящей перед проектной командой и владельцами бизнес-процессов, являлось соблюдение сроков выплаты краткосрочной премии, с чем прекрасно справилась уже известная нам по ранее завершенным проектам команда компании ЭВОЛА. Реализация новых процессов в системе SAP ERP HCM позволяет эффективно контролировать процесс создания структуры бонуса для работников, а консолидация информации в единой системе — упростить процесс расчета бонуса. Каждый работник ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», получив письмо с информацией о рассчитанном бонусе, смог оценить слаженную работу проектной команды и экспертов компании ТНK-BP».
«Решение позволило консолидировать информацию о выполнении производственных контрактов компании, обеспечило автоматическое формирование итоговой структуры бонуса для работников. Для корректного расчета вознаграждений ряда сотрудников, структура бонуса которых выходит за рамки Корпоративного шаблона, проектной командой была предусмотрена возможность оперативного внесения исключений, в связи с изменением алгоритма создания итоговой структуры бонуса, — комментирует проект Алексей Ермолаев, менеджер программы HR CT департамента проектов и планирования ОАО «ТНК-ВР Менеджмент». — А для повышения оперативности заведения в систему данных о производственных контрактах было принято решение о делегировании процесса их ведения на уровень подразделений. Благодаря удобным web-интерфейсам SAP NetWeaver Portal занесение производственных контрактов требует минимальных трудозатрат ответственных работников».
ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».
Компания ЭВОЛА является партнером SAP СНГ (SAP Service Partner, SAP Channel Partner) и оказывает полный комплекс услуг связанных с внедрением, обслуживанием и развитием решений SAP: управление персоналом (SAP ERP HCM, EVOLA Take-to-Run на базе SAP ERP HCM), бизнес-аналитика (SAP BI), управление взаимодействием и бизнес-процессами (SAP NetWeaver BPM).  Предлагаемые решения сокращают время на выполнение повседневных задач, увеличивают скорость принятия решений и повышают продуктивность деятельности всего персонала организации. Компания ЭВОЛА - эволюция качества, решений, компаний и людей.

26-27 октября 2011 г.,  конференция "ПТА. Энергоэффективное распределение и потребление нефти и газа", которая состоится  в рамках VII Международного специализированного форума "ПТА. Нефтегаз _ Санкт-Петербург 2011"
ПРОГРАММА КОНФЕРЕНЦИИ
26 октября 2011 года, среда
Организаторы: ЗАО "ЭКСПОТРОНИКА", НП "Газовый Клуб"
Президиум:
Ю.Л. Шенявский, Президент НП "Газовый Клуб";
А.А. Машков, Председатель Правления НП "Газовый Клуб";
В.К. Аверьянов, Президент НП "Союз Энергетиков Северо-запада России";
В.Р. Смеречук, Руководитель Северо-Западного межрегионального территориального управления Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (МТУ Росстандарта).
Круглый стол "Инновационный потенциал предприятий нефтегазового сектора СЗФО: модернизация, автоматизация, информационные технологии"
Вопросы к обсуждению:
Роль и значение автоматизации на пути развития нефтегазового комплекса
Автоматизация и энергоэффективность в нефтегазовом комплексе
Технологические инновации отечественных "автоматизаторов": инвестиционная привлекательность и поддержка разработок
Кадровый потенциал: подготовка молодых специалистов, повышение квалификации
Открытие Форума "ПТА. Нефтегаз _ Санкт-Петербург 2011"
Телемеханизация объектов добычи и транспорта нефти и газа: системы мониторинга и диспетчерского управления
Модератор секции:
Жирнов Геннадий Васильевич, Председатель постоянной комиссии по ЖКХ и топливно-энергетическому комплексу,
Григорьев Иван Николаевич, член постоянной комиссии по ЖКХ и топливно-энергетическому комплексу, депутат ЗАКС ЛО
Программное обеспечение для мониторинга и управления трубопроводным транспортом, ОАО "Гипрогазцентр", Ю.Н.Кузниченков
Построение надежных магистральных систем связи для мониторинга нефте- и газопроводов на базе оборудования MOXA Industrial Ethernet, Ниеншанц-Автоматика, А.А. Алексеев
Системы автоматизации объектов трубопроводной транспортировки нефти и газа на базе контроллеров ЭМИКОН, ЭМИКОН, А.А.Алексеев
Беспроводные М2М устройства для промышленной автоматизации, ЕвроМобайл, А.А.Терешин
Энергообеспечение объектов нефтяной и газовой промышленности
Модераторы секции:
Толмачев Владимир Николаевич, член Совета НП "Союз Энергетиков Северо-запада России".
Борис Николаевич Абрамович, профессор Санкт-Петербургского государственного горного университета, Научный руководитель УОЦ "Энергосбережение и энергоэффективность"
Проблемы энергоснабжения вдольтрассовых потребителей, Союз энергетиков СЗ России, В.Н. Толмачев
Современные системы энергообеспечения предприятий минерально-сырьевого комплекса, УОЦ "ЭиЭ", Горный институт, Д.А. Устинов
27 октября 2011 года, четверг
Организаторы: ЗАО "ЭКСПОТРОНИКА", НП "Газовый клуб"
Президиум:
Ю.Л. Шенявский, Президент НП "Газовый клуб";
А.А. Машков, Председатель Правления НП "Газовый клуб";
Е.П. Кривцов, заместитель директора ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И.Менделеева".
Автоматизация технологических процессов сбора, подготовки, транспорта нефти и газа
Модератор секции:
Шенявский Юрий Львович, Президент НП "Газовый Клуб"
Добыча и потребление газа мировым сообществом, НП "Газовый Клуб", Ю.Л. Шенявский
Семинар "Актуальные проблемы очистки и осушки природного газа. Установка осушки газа (УОГ) производства завода "СиН-газ", Завод "СиН-Газ", В.Н. Ганин
Системы автоматизации объектов подготовки нефти, Б+Р Промышленная Автоматизация, С.Г.Андреев
Использование попутного газа, УОЦ "ЭиЭ", Горный институт, А.В. Турышева
Защищенные мобильные решения от Panasonic, Ниеншанц-Автоматика, С.Ю. Ермолинский
Метрологическое обеспечение нефтегазового комплекса
Модератор секции:
Кривцов Евгений Петрович, заместитель директора ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И.Менделеева"
Роль метрологического обеспечения в проблемах учета углеводородного сырья, ВНИИМ им.Д.И. Менделеева, Е.П. Кривцов
Метрологические аспекты применения поточных анализаторов на предприятиях нефтегазовой промышленности, СокТрейд, О.В. Клим
Расходомеры "Элметро-Фломак" - доступное решение от компании "Элметро", Элметро-Инжиниринг, А.В. Жестков
Метрологическое обеспечение. Измерение расхода жидкости и газа для нефтегазовой отрасли в соответствии с возможностями эталонов ФГУП "ВНИИМ им. Д.И. Менделеева", ВНИИМ им.Д.И. Менделеева, М.Б. Гуткин
Проблемы метрологического обеспечения поточных и лабораторных средств измерений плотности сжиженных газов. Методы и средства их решения, ВНИИМ им.Д.И. Менделеева, А.В. Домостроев
Проблемы метрологического обеспечения измерений при определении компонентного состава газообразного и жидкого топлива, ВНИИМ им.Д.И. Менделеева, Т.А. Попова
Генеральный деловой партнер Форума _ НП "Газовый Клуб".
Генеральный спонсор Форума _ Завод "СиН-Газ".
Спонсор технического тура _ КОНАР СПб
При поддержке Правительства Ленинградской области и НП "Союз энергетиков Северо-Запада России"
В рамках Форума также будет представлена выставочная экспозиция
"ПТА. Нефть. Газ. Попутный газ".
Среди участников и делегатов Форума:
ТРАНЗАС, Татнефтепром-Зюзеевнефть, Газпром нефтехим Салават, ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани, Конструкторское бюро специального машиностроения, Ниеншанц автоматика, ВНИИМ им. Менеделеева, ЭМИКОН, Иркутская Нефтяная Компания, СиН-Газ, B+R Промышленная Автоматизация, ЕвроМобайл, ГК Интем, НИИ Электромеханики, НИИВА, Звезда-Энергетика, Магнитогорский металлургический комбинат, ЛУКОЙЛ Узбекистан, Сок-Трейд, Элметро-Инжиниринг и многие другие.

ИТ-специалисты «Газпром нефти» учатся 6 дней в неделю
19 декабря 2011 года - Учебный центр «Микротест» сообщает о завершении образовательного проекта для «Информационно-технологической сервисной компании» (ИТСК), образованной из коллективов ИТ-специалистов предприятий группы «Газпром Нефть».
Группа системных администраторов омской дирекции ИТСК прошла обучение по авторизованным курсам «Использование сетевого оборудования Cisco», «Настройка, управление и устранение неисправностей в работе Microsoft Exchange Server 2010», курсы по системному администрированию Microsoft Windows Server 2008.
Коллектив преподавателей УЦ «Микротест» провел курсы в Омске. Практические лабораторные работы слушатели выполняли, пользуясь учебно-демонстрационным оборудованием удаленно: оборудование физически находится в московском офисе «Микротест» и доступно слушателям по всей России в удаленном доступе.
«УЦ «Микротест» организовал удаленный доступ слушателей к реальному оборудованию Cisco и Microsoft, что позволило нашим сотрудникам пройти обучение с максимальным количеством примеров», - отметил начальник отдела системного администрирования ИТСК В.В. Немкович – «Хочу поблагодарить приехавших специально для наших курсов преподавателей, благодаря этому мы исключили из затрат на обучение расходы на командировки сотрудников. Также спасибо за сжатые сроки обучения и работу преподавателей 6 дней в неделю!».
Информационно-технологическая сервисная компания - ИТСК - инновационная компания, работающая в сфере высоких технологий. Компания возникла на базе трудовых коллективов, имеющих огромный опыт совместной работы, что позволяет нам формировать зрелые высокопрофессиональные команды для реализации любых задач, поставленных перед нами заказчиками.
Сотрудники ООО «ИТСК» обслуживают такие предприятия как:
· ОАО «Газпром нефть»,
· ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,
· ОАО «Газпромнефть-Омский НПЗ»,
· предприятий группы ЗАО «СИБУР Холдинг» и других.
Численность сотрудников компании – свыше 4 тысяч человек.

19.12.2011. «Газпром» и «Сименс» подписали Соглашение о стратегическом партнерстве. Сегодня в центральном офисе ОАО «Газпром» Председатель Правления Алексей Миллер и Президент, Председатель Правления «Сименс АГ» Петер Лёшер подписали Соглашение о стратегическом партнерстве. Документ предусматривает дальнейшее развитие и укрепление стратегического партнерства и сотрудничества между компаниями на российском и международном рынке.
В соответствии с Соглашением, предусматривается развитие совместных проектов в таких областях, как транспортировка, подземное хранение и использование газа; добыча газа, газового конденсата, нефти; сжиженный природный газ; автоматизация и метрология; электроэнергетика; инновационное развитие; системы автоматизации, безопасности зданий и сооружений; экология и энергосбережение; медицинские технологии.
Достигнута договоренность всесторонне развивать стратегическое сотрудничество компаний в рамках совместных разработок, инжиниринга, производства, маркетинга и сервиса в энергетической сфере.
«Более 15 лет «Газпром» и «Сименс» успешно реализуют совместные проекты в области автоматизации и информатизации. Инновационные технологии «Сименс», включая цифровую связь и телекоммуникации, нашли широкое применение на многих производственных объектах «Газпрома». Уверен, что и в ближайшей перспективе, объединив усилия и опыт, мы продолжим активную работу по многим другим ключевым направлениям бизнеса, включая создание сервисной инфраструктуры для энергетических объектов «Газпрома», реализацию проектов в области технологий производства СПГ и энергоэффективности», – заявил Алексей Миллер.
«Соглашение о стратегическом сотрудничестве с ОАО «Газпром» подчеркивает прочные связи «Сименс» с Россией и нашими российскими заказчиками. Опираясь на портфель продукции, решений и услуг, которые точно соответствуют основным приоритетам страны в области модернизации экономики, инфраструктуры и здравоохранения, мы последовательно реализуем стратегию расширения нашего регионального присутствия в России и локализации. Это находит положительный отклик в стране, в том числе со стороны ОАО «Газпром». Вот почему мы уверены, что развитие стратегических отношений с ОАО «Газпром» и реализация проектов на базе энергоэффективных и экологичных технологий «Сименс» будет способствовать дальнейшему устойчивому развитию российской экономики и обеих компаний», — подчеркнул Петер Лёшер.

Высокие технологии на выставке нефтегазового оборудования. Развитие нефтегазового комплекса, в котором занято 3% от общего количества работающих – одно из приоритетных направлений российской экономики. Нефтяники и газовики обеспечивают 18% общего объёма производства в стране и примерно 40% налоговых поступлений в бюджет. Поэтому естественно, что в отрасли интенсивно внедряются самые современные технологии, в том числе – электронно-оптические, помогающие решать такие проблемы, как недостаточные объёмы геологоразведочных работ или предотвращение аварийности, вызываемой высокой степенью износа основных фондов. Многие из таких технологий были представлены на данной выставке – что предусмотрительно, поскольку, по планам, инвестиции в нефтедобывающую отрасль должны составить не менее 21 млрд. долл. к 2005 г. и 31 млрд. долл. – в 2005-2010 гг.
▪ ФГУП ПО «Уральский оптико-механический завод». На рис. 1 показаны круглосуточные гиростабилизированные системы оптического наблюдения:
а) внешний вид гиростабилизированной оптико-электронной системы СОН-122;
б) устройство редукторных приводов подслеживания малогабаритных оптико-электронных систем;
в) установка тепловизионного и телевизионного каналов (обеспечено дополнительное резервирование свободного объёма для размещения лазерного дальномера или другого дополнительного информационного канала);
г) СОН-122 на самолёте Л-39;
д) получаемые с вертолёта тепловизионные изображения города (слева) и трубопровода (справа).
Технические характеристики:
- среднеквадратичная ошибка стабилизации – 15-20 угл. с;
- углы прокачки азимутальные - +/- 180 град;
- углы прокачки угломестные – от +20 град. (вверх) до –90 град. (вниз);
- скорость движения линии визирования – 45 град/с;
- ускорение движения линии визирования – 100 град/с. кв;
- масса с информационными каналами – 45-55 кг;
- энергопотребление по цепи +27 В – 25-30 А;
- температурный диапазон эксплуатации - +/- 50 град. С;
- габаритные размеры – 340 (диаметр) х 500 мм.
В числе информационных каналов, используемых в системах СОН – круглосуточные телевизионные средства со следующими характеристиками:
- поле зрения (в зависимости от типа объектива) – от 30 х 40 град. до 2,25 х 3 град;
- тип – ПЗС 756 х 581 элементов ЭОП IV поколения;
- освещенность на местности – 0,01 лк (в варианте без ЭОП) и 0,001 лк (в варианте с ЭОП);
- разрешение – 360 твл (в варианте с ЭОП) и 500 твл (в варианте без ЭОП);
- масса – 3,5 кг.
Также используется лазерный дальномер с длиной волны излучения 1,54 мкм:
- дальность действия – 0,2-10 км;
- энергия излучения – 0,008 дж;
- частота излучения – до 5 Гц;
- масса – 3,5 кг.
Используемые тепловизионные средства, в зависимости от типа и от объектива, имеют поле зрения от 2,25 х 3 град. до 30 х 40 град, чувствительность (при 30 град. С) от 0,03 до 0,1 град. С, спектральный диапазон от 3-5 до 8-12 мкм, массу от 2,5 до 8 кг.
▪ Компания «Геокосмос»: воздушное лазерное сканирование для получения трёхмерной модели рельефа местности (рис. 2). В качестве излучателя используется полупроводниковый лазер, как правило, ближнего ИК-диапазона, работающий в импульсном режиме. В каждом элементарном измерении в процессе сканирования регистрируются наклонная дальность до точки отражения и значение угла, определяющего направление распространения зондирующего луча в системе координат лазерного локатора авиационного базирования. Могут использоваться более одного отражений для каждой линии визирования, что позволяет учесть различные отражения от нескольких компонентов сцены. Траектория движения носителя регистрируется бортовым приёмником GPS. При этом если данные лазерной локации комбинировать с данными аэрофотосъёмки, то наличие на борту навигационного комплекса, входящего в состав лазерного сканера, позволяет обеспечить аэрофотоснимок элементами внешнего ориентирования. А по лазерным данным с привлечением алгоритмов геоморфологического анализа может быть получена цифровая модель истинного рельефа, которая используется для ортотрансформации снимков.
▪ Фирма «Пергам» познакомила с видеокроулерами Rovver 400/600/900 (рис. 3), предназначенными для инспекций трубопроводов диаметром 100-1520 мм и длиной до 200 м. Система включает устройство дистанционного управления скоростью, направлением движения кроулера, фокусировкой камеры и освещением объекта контроля, устройство автоматической подачи видеокабеля. Изготовитель – EverestVIT, также производящий камеры глобального наблюдения Ca-Zoom PTZ (рис. 4) для контроля состояния внутренних элементов баков, цистерн и других резервуаров, имеющих входное отверстие диаметром от 100 мм, а также тепловыделяющих элементов, реакторов и других конструкций. ДУ обеспечивает повороты видеокамеры в нескольких плоскостях, фокусировку и увеличение. Камеры радиационно стойкие, могут работать в воде и в запылённой среде, сохраняют герметичность в жидкости до глубины 45 м или до внешнего давления 525 кН/кв. м. Длина кабеля управления до 180 м.
Характеристики камеры:
- тип Super HAD цветная ¼ дюйма на ПЗС;
- разрешение 450 твл;
- оптическое увеличение 18:1 х 4:1 и электронное 72:1;
- фокусировка автоматическая, ручная и по макрокомандам;
- диафрагма автоматическая (относительное отверстие f1.4 – закрытое состояние) и ручная установка;
- период интегрирования кадров/электронный затвор: автоматический и ручной (от ¼ до 1/10000 с);
- чувствительность 3 лк при относительном отверстии f1.4;
- панорамный обзор (азимутальная плоскость) +/-175 град. со скоростью 0-7,8 град/с;
- наклон (угломестная плоскость) 234 град. (полный угловой сектор) со скоростью 0-7,8 град/с;
- масса с устройствами подсветки – 2,8 кг.
Характеристики системы подсветки:
- две лампы по 35 Вт каждая со сфокусированными отражателями;
- 35 Вт лампа заливающего света 1800 кд при ширине луча 30 град;
- 35 Вт лампа широкого светового пятна 3000 кд при ширине луча 20 град;
- 35 Вт лампа светового пятна 8500 кд при ширине луча 10 град;
- режим повышенной яркости свечения лампы 90 Вт.
Инфракрасная камера ThermoVision (рис. 5) производства FLIR Systems обеспечивает получение тепловых изображений, обнаруживая разности значений температуры величиной в 0,12 град. С в диапазоне от –20 до 1500 град. С. Достигаются разрешение 160 х 120 пикселей и возможность наблюдения за быстро перемещающимися низкотемпературными целями. На рис. 6 показана работа этой камеры:
а) в полной темноте;
б) в условиях низкой освещенности;
в) сквозь туман.
Характеристики камеры:
- поле зрения/минимальное фокусное расстояние 25град х 19 град/0,3 м;
- пространственное разрешение (мгновенное поле зрения, IFOV) 2,7 мрад;
- тепловая чувствительность 0,12 град. С при 30 град. С;
- фокусировка ручная;
- тип детектора – фокальная матрица (FPA), неохлаждаемый микроболометр,
- спектральный диапазон 7,5-13 мкм;
- частота кадров 50/60 Гц;
- объективы по дополнительному заказу (поле зрения/минимальное фокусное расстояние) – телескопический 12 град. (12град х 9 град/1,2 м), широкоугольный 45 град. (45 град х 34 град/0,1 м);
- представление изображения – полный видеосигнал в стандарте RS170 EIA/NTSC или в стандарте CCIR/PAL; дополнительно выход в соответствии со стандартом IEEE-1394; дополнительно выход RJ-45 (Ethernet);
- масса 0,8 кг;
- размеры 157 х 75 х 80 мм. А. Барсуков, журнал "ТКТ", № 9, 2004 г. (через эту ссылку можно бесплатно скачать справочник, авторские материалы которого разрешено использовать для написания таких работ, как эссе, сочинение, доклад, реферат, курсовая работа, дипломная работа, бакалаврская / магистерская работа, диссертация)

Наш большой дом — планета Земля — изучен довольно-таки поверхностно: проникнуть в глубь планеты человечество смогло всего лишь на 7724 метра — такова самая глубокая скважина. Это. лишь царапина на лике Земли. В последние годы в СССР и за рубежом появились проекты бурения более глубоких скважин, достигающих глубинных областей земной коры или верхних границ мантии нашей планеты.
Нужно сказать, что многие проблемы строения Земли и окололежащего космического пространства останутся нерешенными до тех пор, пока мы не сможем достать и изучить вещество, лежащее ниже так называемой поверхности Конрада и загадочного слоя Мохоровичича (Мохо). Первая поверхность — граница раздела гранитов и базальтов. Второй слой находится на глубине «каких-нибудь» 30-40 километров на суше и на 5-7 километров под уровнем дна океана. Дальше, примерно до глубин трех тысяч километров, расположена мантия. Но хотя мантия составляет 80 процентов объема земного шара, ее состав до сих пор неизвестен, тогда как земная кора со всеми ее полезными ископаемыми как раз и произошла из вещества мантии.
В СССР на первых порах планируется бурение скважин на суше до раздела Конрада и далее в толще базальта (в США — в океане сквозь базальт до слоя Мохо). Для этого у нас намечается бурение нескольких пятнадцатикилометровых скважин. Отрабатывается и вариант бурения океанической скважины до слоя Мохо.
Для первой пятнадцатикилометровой скважины выбран район Кольского полуострова. Дело в том, что бурить по осадочным породам, большей частью покрывающим земную кору, довольно трудно. Как показали исследования, осадочные породы под влиянием высокой температуры и громадного давления превращаются в такой монолит, который не разбуривается никакими подходящими современными средствами.
Зато граниты или базальты почти не меняют своих свойств в этих условиях, поэтому можно предположить, что проходимость их почти не изменяется с глубиной скважины. Главное же'— стенки скважины, пробуренной в таких породах, настолько устойчивы, что не требуют крепления. А на Кольском полуострове гранитный фундамент выходит прямо на поверхность и продолжается до значительных глубин. Ниже отметки 6200 метров наблюдается резкая смена характеристик пород (по скорости прохождения сейсмических волн), что говорит о наличии другого типа пород — базальтов. Предполагается, что это и есть раздел Конрада.
Чем же бурить крепкие породы? Из многочисленных видов разрушения горных пород — от «электрического взрыва» в жидкости до лазеров — исследователями был выбран достаточно отработанный в СССР турбинный способ бурения. В этом случае гидравлический двигатель вращает долото непосредственно в забое. Американский проект бурения в океане также рекомендовал турбобур, разработанный, как известно, в СССР.
Много сложностей было с выбором бурильных труб. Многокилометровая стальная нить так тяжела, что рвется от собственного веса. На помощь пришли алюминий и титан, трубы из которых не менее прочны, зато в несколько раз легче. Но самая, пожалуй, сложная проблема — спуск и подъем отработанного бура.
Для того чтобы пробурить 15-километровую скважину на суше, используя обычные методы спуска и подъема отработанного бура, необходимо затратить более десяти лет. Время на спуск и подъем инструмента катастрофически растет с глубиной бурения. Трубы обычно извлекаются отрезками, почти равными по длине высоте вышки, затем отвинчиваются, отводятся в сторону и ставятся рядом со скважиной. Спускают их в обратном порядке, после того как заменят изношенное долото. Поскольку долото менять приходится часто, то бурение превращается в непрерывное опускание и подъем труб.
Эта проблема также решена советскими специалистами. Совмещение ряда операций позволило сделать процесс непрерывным. Новая автоматическая установка позволит пробурить скважину глубиной 15 тысяч метров за 5-6 лет.
К концу 1971-1972 годов советские специалисты надеются получить образцы вещества с глубины 15 тысяч метров. Одновременно с бурением первой скважины готовится проводка второй — в Азербайджане и разрабатывается проект бурения морской скважины в районе Японского моря или Тихого океана. Из сборника "Эврика", 1967 год

ХИМИЧЕСКИЕ СЕНСОРЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНИТЕЛЕЙ В МОТОРНЫХ МАСЛАХ И ТОПЛИВАХ. Предлагаемый продукт относится к средствам контроля качества моторных масел и топлив и может быть использован для определения содержания различных загрязнителей моторных масел и топлив (вода, продукты износа: медь, железо, алюминий, хром, свинец, олово, молибден, никель и магний, тяжелые фракции углеводородов). Свойства: селективность, чувствительность.
Готовый продукт представляет собой пластинки из алюминиевой фольги, шириной 10 и высотой 80 мм, покрытые композитньм сорбентом и индикатором, упакованные в водонепроницаемые полиэтиленовые упаковки по 10 шт., а также шкалу для сравнения.
Разработан способ индивидуального контроля за содержанием воды в моторных маслах и топливах. Способ основан на образовании интенсивно окрашенного в синий цвет координационного соединения, которое формируется при взаимодействии сульфата железа (II) и гексацианоферрата (III) в присутствии воды. Интенсивность окраски зависит от содержания воды в контролируемой системе.
Направлением дальнейших исследований является создание химических сенсоров на основные загрязнители моторных топлив - жирные кислоты, альдегиды, серу и ее соединения и соли тяжелых элементов. Астраханский государственный университет

Эра тера-вычислений:  платформы Intel как технологический фундамент развития мировой энергетики. Жан-Ив Блан (Jean-Yves Blanc), разработчик ИТ-решений французской компании CGGVeritas, занимающейся геофизической разведкой, выразил формулу динамики роста потребностей человечества в высокопроизводительных вычислениях одной простой фразой: «Дайте мне в 100 раз большую вычислительную мощность, и я найду ей применение». Затем он выдержал секундную паузу и добавил: «Дайте мне в 1000 раз большую мощность, я и ей найду применение»...
Из всех отраслей мировой экономики, использующих большие вычислительные мощности, обеспечиваемые процессорами корпорации Intel, вряд ли найдется индустрия с производственными нуждами большими, чем у нефтегазовой промышленности. Запасы полезных ископаемых стремительно тают, и в поисках новых, богатых ископаемыми недр рабочие станции и серверы, основанные на двухъядерных и четырехъядерных процессорах Intel Xeon на базе микроархитектуры Intel Core, а также системы на базе процессоров семейства Intel Itanium 2, обрабатывают гигантские объемы информации.
Вот несколько фактов:
- Для разработки одного месторождения нефти или газа разведывательная компания должна обработать информацию объемом не менее 100 ТБ (1 ТБ равен 1024 ГБ), что в десять раз больше всего объема печатной информации, накопленной библиотекой Конгресса США.
- Бурение скважины в неподходящем месте – не самое прибыльное вложение средств. Стоимость бурения морской нефтяной или газовой скважины колеблется от 5 до 100 млн долл. - и может оказаться даже дороже, как, например, в случае глубокого подводного залегания месторождения в Мексиканском заливе. В действительности при разведке нефтяных месторождений никогда нельзя быть полностью уверенным в правильности расчетов.
- Для снижения рисков неудачи нефте- и газоразведывательные компании вынуждены содержать громадные серверные парки и использовать высокоспециализированные программные средства для обработки геофизических данных. Например, компания CGGVeritas в настоящий момент содержит парк из 10 тыс. серверов на базе процессоров Intel Xeon. Вычислительная мощность, обеспечиваемая серверами на базе архитектуры Intel, превышает 200 триллионов операций с плавающей запятой в секунду!
«Нефтегазовая отрасль обладает одной из наиболее динамично развивающихся компьютерных инфраструктур на базе высокопроизводительных систем. Она представляет для корпорации Intel огромный интерес», – говорит Ричард Дрэкотт (Richard Dracott), генеральный директор отдела по разработке высокопроизводительных систем (High Performance Computing, HPC) подразделения Digital Enterprise Group корпорации Intel.
Подповерхностная геологическая картина, созданная с помощью программы GeoProbe компании Landmark, работающей на системах на базе двухъядерных процессоров Intel Xeon.
Сегодня примерно четверть всех процессоров Intel для серверов продается для использования в высокопроизводительных системах.
«Последние модели двухъядерных и четырехъядерных процессоров Intel Xeon на базе микроархитектуры Intel Core демонстрируют отличную производительность, особенно в приложениях для сейсмического анализа, используемых для обнаружения и нанесения на карту подземных месторождений. Системы на базе процессоров Intel Itanium используются для работы приложений по моделированию подземных месторождений, позволяющих оптимизировать процесс извлечения нефти и газа из недр», – сообщил Дрэкотт.
При упоминании нефтяной разведки в сознании сразу же возникают образы бурильных платформ, однако на самом деле сердцем разведки является процессор. Рост вычислительных мощностей по мировой отрасли в целом составляет от 50 до 100% в год. Программные алгоритмы, используемые разведывательными компаниями для обнаружения нефтяных месторождений, имеют не только узкую специализацию, но и чрезвычайно сложны, причем их сложность продолжает расти.
Одним из широко распространенных геофизических программных пакетов для систем на базе процессоров Intel является GeoProbe производства компании Landmark. 400 модулей приложений и 4,5 млн строк кода, входящих в программу, так же сложны, как и специальные средства, используемые для проектирования самолетов. В руках опытных специалистов эта программа способна анализировать и преобразовывать поток первичных данных в чрезвычайно сложные трехмерные изображения подземных поверхностей.
Корабль французской разведывательной компании CGGVeritas, оснащенный гидрофонами, проводит разведку поверхности океана для исследования подводной геологии.
Откуда же берутся эти колоссальные объемы информации? В рамках стандартного проекта по разведке океанических нефтяных месторождений корабль исследует и картографирует участок океана площадью в 1000 км. кв. Судно ходит по маршруту, проложенному по сетке, и тянет за собой огромную сеть из примерно 3000 гидрофонов - акустических устройств, собирающих поток геологических данных о подводном пространстве.
Данные записываются на тысячи находящихся на борту накопителей на магнитной ленте (магнитная лента по-прежнему является стандартом в этой отрасли), которые затем переправляются на вертолете на берег, после этого перевозятся на самолете, и, в конце концов, терабайты ценной информации на грузовике доставляются в информационный центр. Перемещение информации на грузовике выглядит довольно непривычно, однако в геофизической отрасли объемы данных слишком велики для передачи их по сети.
Затем начинается процесс анализа и интерпретации данных. Современные рабочие станции под управлением процессоров Intel Xeon серии 5300 позволяют пользователям получать больше информации об исследованной области. При обработке данных на рабочих станциях предыдущего поколения можно было упустить из виду информацию о месторождениях из-за того, что пользователи были вынуждены обрабатывать данные, предварительно разбитые на большое количество маленьких массивов и затем собранные воедино. Совместное использование мощного программного обеспечения и последних достижений корпорации Intel в области увеличения производительности процессоров позволяет заказчикам получать гораздо более точные результаты, причем за значительно меньшее время.
«Объем данных, на обработку которых на больших серверных системах раньше уходило пять месяцев, теперь, благодаря использованию программы GeoProbe производства компании Landmark и высокопроизводительных рабочих станций на базе четырехъядерных технологий корпорации Intel, обрабатывается в течение нескольких минут», – подчеркнул Дуг Мейкл (Doug Meikle), вице-президент компании Landmark.
Картина глубоко залегающей поверхности, полученная с помощью приложения PowerView компании Landmark на системе под управлением двухъядерного процессора Intel Xeon.
Простой арифметический подсчет показывает, что сокращение пятимесячного труда до нескольких минут работы дает преимущество по времени почти в 40 тыс. раз.
На возможности использования новейших вычислительных технологий в нефтегазовой отрасли обратило внимание и исследовательское подразделение Corporate Technology Group (CTG) корпорации Intel.
«Геофизическое моделирование является великолепным примером применения параллельных вычислений. Однако исследования специалистов CTG в области тера-вычислений способны помочь еще больше развить эту сферу, – убежден Терри Смит (Terry Smith), технологический директор программы Tera-Scale Computing Research Program подразделения CTG корпорации Intel. — Наша деятельность позволит корпорации Intel в следующем десятилетии выпускать процессоры с десятками или даже сотнями ядер, что невероятно увеличит производительность процессоров. В рамках программы Tera-Scale Computing Research Program мы активно сотрудничаем с ключевыми компаниями в области финансов, рентгенографии, компьютерных игр для определения их потребностей в вычислительных мощностях».
Корпорация Intel обнаружила, что сейсмический анализ, используемый в работе предприятий нефтегазовой промышленности, имеет много общего с другими, более распространенными приложениями, такими как приложения для трассировки лучей. Моделирование звуковых волн, распространяющихся под землей, по словам Смита, сходно с моделированием световых лучей в приложениях с трехмерной графикой, реалистичность которой стремительно растет.
Однако для того, чтобы увидеть действительно прорыв в результатах геофизической работы, не нужно дожидаться появления процессоров с сотней ядер. Значительное увеличение вычислительной мощности компьютеров, ставшее возможным благодаря использованию процессоров Intel, позволяет отрасли начать разработку нефтяных месторождений, данные о которых не использовались в течение многих десятилетий.
В настоящее время многие компании пересматривают свое отношение к данным, которые собирались в течение последних двадцати лет лишь для того, чтобы пылиться в архивах. Теперь пыль с них сдувается, и информация возвращается, чтобы принести пользу. Архивы содержат терабайты данных, которые в то время были слишком сложными для обработки с помощью существовавших вычислительных средств и поэтому слишком рискованными для проведения разведывательных работ, стоимость которых может превышать 100 миллионов долларов. Благодаря последним достижениям корпорации Intel в производстве процессоров «старые» данные предоставляют информацию о новых источниках энергии. По релизу Intel

Дебаты вокруг бурения в Арктике. Research leads students to weigh in on Arctic drilling. Исследование приводит школьников к взвешенной позиции по вопросу бурения нефтяных скважин. Начальная школа Лессенджер, Мэдисон Хэйтс, штат Мичиган, США
Бурение нефтяных скважин в Арктическом национальном заповеднике - вопрос злободневный. Пятиклассники из пригорода Детройта тоже имеют свое мнение по этому поводу, но оно аргументировано результатами исследования, а не эмоциями. Мишель Кассиди, учительница начальной школы Лессенджер, поняла, что бурение в Арктике будет хорошей темой для интеграции социальных наук, когда услышала, как ее ученики обсуждают журнальную статью, представляющую две противоположные точки зрения на проблему. Педагог организовала посещение учениками выставки "Арктическое кольцо жизни" в зоопарке Детройта для того, чтобы дети больше узнали о дикой жизни края. Перед экскурсией школьники записали на карманные компьютеры свои вопросы о животных Арктики. ""Ребята усиленно искали ответы на вопросы, занесенные в компьютеры" , - объясняет учительница. Дети также делали на компьютере зарисовки зверей и применяли цифровую камеру для съемки выставки. Позднее, ребята приняли участие в телеконференции с экспертами зоопарка, которые ответили на возникшие после экскурсии вопросы. Еще больше школьники узнали, взяв интервью у Тома Эфэнс, работающего в команде сенатора Дэбби Стейбенау. "Том объяснил детям позицию сенатора, выступающего против бурения нефтяных скважин, и смог ответить на некоторые из детских вопросов о дебатах в сенате," - рассказывает учительница. "Это вдохновило многих моих учеников превосходно проявить себя в тех областях, которые ранее были для них сложны".
После того как школьники изучили всю полученную информацию, они написали письма нескольким сенаторам США, убеждая тех голосовать "за" или "против", но основываясь на исследованиях школьников. Огромное влияние технологий в том, что они воздействуют на мотивацию школьников, - добавляет педагог . -Это вдохновляет многих моих учеников превосходно проявить себя в тех областях, которые ранее были для них сложны". По материалам книги One Digital School Year", США.: Intel Corporation, 2002.

Компания Anadarko Algeria - дочернее предприятие Anadarko Petroleum Corporation - является Лондонским отделением одной из крупнейших в мире независимых компаний по разведке и добыче нефти и газа. Anadarko занимает одиннадцатое место среди котируемых нефтегазовых компаний мира, и ее активы составляют более 20 млрд. долларов. Британское отделение Anadarko регулирует деятельность компании в Северной Африке, Западной Африке, на Ближнем Востоке и в Северо-Атлантическом регионе.
Типичный проект по разведке или добыче компании Anadarko Algeria включает 400 000 документов, включая чертежи AutoCAD, технические спецификации, контракты и корреспонденцию. Многие из этих документов создаются и хранятся подрядчиками, которые возвращают их в компанию по завершении проекта. Получение огромного количества документов на бумажных носителях, требующих обработки и сортировки, является обычным явление для Anadarko. В ситуации, когда компании приходилось одновременно вести множество проектов по всему миру, одни только объемы документации усложняли задачу их обработки. Однако еще более значительной проблемой в долгосрочной перспективе являлась неспособность компании эффективно идентифицировать версии документов и управлять ими, а также обеспечивать эффективный обмен и поиск необходимых данных.
Компания приняла решение об использовании системы управления документами на платформе Documentum. Теперь в компании создан репозиторий Documentum, в котором хранится вся документация по проектам. Подрядчики передают документы Anadarko с метаданными, соответствующими структуре репозитория. Сотрудники имеют возможность осуществлять поиск и извлекать документы, относящиеся к любому подразделению Anadarko, а подрядчикам предоставлен безопасный удаленный доступ к системе по мере необходимости. Для всех документов Documentum обеспечивает возможность управления версиями. К отдельным документам также применяются workflow и жизненные циклы.
Anadarko хранит в системе Documentum сотни тысяч документов, и ко всем из них обеспечен простой и быстрый доступ. Решения по управлению проектами полностью интегрированы с системами распространения документов, например, факсом, электронной почтой и системой безопасного доступа. Подобная интеграция позволяет существенно сократить время цикла анализа и утверждения проектов и снизить административные затраты по проектам, общая стоимость которых в среднем составляет от 500 миллионов до 1 миллиарда долларов. Обеспечив существенное сокращение времени и расходов, связанных с управлением документами, Documentum предоставила Anadarko большую уверенность в безопасности, достоверности и точности ее документации.
Государственная компания, основанная в 1988 году, является крупнейшей в мире по добыче нефти. Множество принадлежащих ей международных дочерних и совместных предприятий, а также флот супертанкеров, являющийся одним из крупнейших и наиболее современных в отрасли, обеспечивают поставку сырой нефти и продуктов нефтепереработки клиентам по всему миру.
Данной компании приходится управлять договорами, в общей сложности, составляющими более двух миллионов страниц и со сроком действия до пятидесяти лет и представляющими доходы на миллиарды долларов. В условиях, когда основные исходные данные поступали от огромного множества разнообразных внутренних организаций, процесс разработки и утверждения новых договоров был медленным, утомительным и трудно управляемым. Не менее обременительными были и регулятивные требования. Федеральным законодательством установлено, что компания должна хранить свои договоры в безопасном хранилище с ограниченным доступом. При этом договоры должны быть доступны в течение 15 лет. Компания хотела разработать электронное решение по управлению договорами, которое было бы интегрировано с SAP и позволило бы ускорить процесс разработки, анализа и утверждения договоров. Кроме того, оно должно было облегчить процесс доступа к документам на всех уровнях организации, при этом обеспечивая соблюдение применимых правил по хранению договоров.
С внедрением системы Documentum более двух миллионов договоров были отсканированы и размещены в репозитории Documentum. Данные договоры представляли собой сложные документы, в которые могли входить системные спецификации, стандарты материалов, сертификаты качества и фотографии. Процесс разработки и утверждения новых договоров был облегчен благодаря технологии workflow и системе управления версиями Documentum, которые позволили управлять автоматизированной передачей информации между участниками, отслеживать комментарии к документам, управлять процессом утверждения в режиме реального времени, обеспечить безопасность и использовать стандартное электронное письмо для информирования пользователей о задачах, ожидающих своего решения. Система проста в использовании - для обеспечения эффективной работы пользователей достаточно всего полдня обучения.
Благодаря Documentum компания применяет эффективный автоматизированный процесс для разработки, утверждения и управления договорами. Договоры составляются быстрее, хранятся в защищенным образом в репозитории, а авторизированные пользователи получают к ним доступ по требованию. Решение интегрировано с SAP, что упрощает сопровождение на каждом этапе процесса. Типичный договор, на подготовку которого уходило от трех до пяти месяцев, теперь можно составить всего за месяц. Компания также использует решение Documentum-SAP, которое обеспечивает сокращение времени обработки счетов на 30%. В будущем система Documentum будет интегрирована в систему управления проектно-конструкторскими разработками. По прогнозам, это позволит обеспечить экономию в размере $1,5 миллиона в год.
Plains All American Pipeline, L.P., штаб-квартира которой находится в г. Хьюстон, штат Техас, является одной из крупнейших независимых нефтяных компаний по переработке, хранению и транспортировке нефти в Северной Америке, перерабатывая более 2,4 миллионов баррелей сырой нефти в день с помощью обширной сети объектов, расположенных в основных промысловых бассейнах и транспортных центрах в Соединенных Штатах и Канаде. Она занимается сбором, сбытом, транспортировкой, перевалкой и хранением сырой нефти, сжиженного нефтяного газа и других нефтепродуктов.
Plains All American Pipeline ежедневно обрабатывает огромное количество распределительных ордеров. С помощью этих документов ведется учет прав собственности на объекты нефтедобычи, на большинство которых существует множество собственников. За один день в распределительные ордера может вноситься до 2000 изменений. В досье распределительного ордера входит около 50 дополнительных документов, например, доверенности, формы изменения адреса, письма о возмещении убытков и заявления о долях участия. Раньше изменения в распоряжениях отслеживались с помощью унаследованной системы, однако объемы и сложность вспомогательных документов потребовали применения более функционального решения, обеспечивающего доступ, управление и хранение. Хотя несколько лет назад компания начала использовать систему управления документами, однако она нуждалась в полнофункциональном решении по управлению корпоративным содержанием, которое, кроме того, обеспечивало бы возможность управления земельными документами и могло применяться в масштабе всего предприятия.
Компания воспользовалась системой Documentum и интегрированным с ней решением Captiva InputAccel для сканирования и обработки электронных образов. После размещения отсканированных распорядительных ордеров и связанных с ними документов в репозитории Documentum, они посредством workflow передаются соответствующему сотруднику для обработки. Группа документов по землепользованию использует собственное приложение, интегрированное с Documentum. Documentum обеспечивает хранение, организацию и доступ к любым документам, например, картам или геологоразведочным отчетам, которые связаны с определенной записью о землепользовании. Раньше данные документы хранились в бумажном виде в подвальном хранилище, расположенном в нескольких этажах от основной рабочей зоны группы.
Documentum позволяет быстрее и легче осуществлять поиск и извлекать распорядительные ордера и связанные с ними документы. Доступ к ним через Documentum имеют не только аналитики компании. Агенты по обслуживанию клиентов также могут открыть со своего рабочего стола любой документ, отвечая на телефонные запросы, тем самым повышая качество обслуживания клиентов. С помощью Documentum производительность Группы документов по землепользованию, которая раньше обрабатывала и распределяла всю свою документацию вручную, также повысилась. По материалу EMC

Ингибиторы солеотложений серии Descum-2 предназначены для эффективного предотвращения осаждения различных по химическому составу солей на всех стадиях добычи и транспортировки нефти, для защиты скважин, глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования в условиях высокой минерализации промысловых вод.
Ингибиторы солеотложений представляют собой смесь органических полимеров, полифосфонатов, органических фосфоновых кислот и их солей (органофосфонатов). Кроме основной функции защиты оборудования от отложения неорганических солей, ингибиторы солеотложений Descum-2 постепенно разрушают застарелые отложения солей и продуктов коррозии.
Ингибитор солеотложений Descum-2H-ЗТ11 предназначен для предотвращения карбонатных отложений на глубинном и наземном нефтепромысловом оборудовании в средах с различной степенью минерализации.
Ингибитор солеотложений Descum-2D-3611 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации попутнодобываемых вод.
Ингибитор солеотложений Descum-2 K-3511 наряду с высокой эффективностью предотвращения неорганических отложений в скважинах и нефтепромысловом оборудовании,обладает высокой растворяющей способностью по отношению к осадкам неорганических солей, что позволяет его использование для промывок оборудования. Реагент содержит в себе компоненты, ускоряющие растворение солей и предотвращающие повторное их выпадение из растворов при разбавлении и уменьшении концентрации реагента.
Дозировка реагентов составляет 5-50 ppm и в значительной степени определяется содержанием осадкообразующих катионов в промысловой воде и специфическими условиями добычи нефти и эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Ингибиторы солеотложений Descum™-2 применимы как для постоянного дозирования, так и для периодических закачек.
Реагенты серии Descum™-2 обеспечивают защиту от отложения солей в высокоминерализованных средах, не оказывают отрицательного воздействия на процессы нефтепереработки и качество товарной нефти. По желанию заказчика ингибиторы солеотложений могут поставляться в нейтральной или кислой форме. По материалу "Миррико"

Фрагменты доклада Ю. А. Богданова (ООО «Юг-нефтегазгеология») "Поиски скоплений углеводородов методом геополяритонного зондированаия на базе использования беспилотной техники", сделанного на конференции 2-го Московского международного форума «Беспилотные многоцелевые комплексы в интересах ТЭК» «UVS-TECH 2008»
В последние годы резко возрос интерес к неклассическому направлению электроразведки. Одним из них является новый метод пассивного геополяритонного зондирования (ГПЗ), который создавался и апробировался автором в течение длительного времени при производстве опытно-методических и поисковых работ на нефтегазовых структурах Украины (полевые сезоны 1993–2007 годов) и в других странах. Метод предполагает использование авиационных носителей, обеспечивающих высокую продуктивность и информативность работ, а также независимость от рельефа, но допускает также проведение пешеходной, автомобильной и корабельной съемки.
Основу метода составляет положение о том, что переход атомов, молекул (квантовых осцилляторов) в веществе из одного энергетического состояния в другое сопровождается излучением или поглощением кванта энергии какой-либо природы (электромагнитной, акустической и пр.). Нарушение термодинамического состояния вещества происходит при его возбуждении. Возбудить вещество можно разными способами, в том числе механическим воздействием.
Существующие геофизические интерпретации естественного электромагнитного излучения недр основаны на представлении о том, что геологическая среда механически неподвижна, а излучение рассматривается в рамках теории линейного отклика. Вместе с тем наличие тектонических движений, вызывающих механическую переработку и возбуждение вещества недр, хорошо известный факт, являющийся предметом пристального внимания геофизиков. Причиной неадекватности существующих геофизических взглядов на природу естественного электромагнитного излучения земной коры является пробел в области фундаментальных знаний - отсутствии электродинамики хрупкой и пластической деформации. Ныне существует электродинамика напряженной среды для случая линейных упругих деформаций, однако её нельзя применять к геотектоническим процессам, поскольку типичное протекание геологических процессов сопровождается трещинообразованиями, характерными для нелинейных деформаций.
Тектонические процессы, происходящие в земной коре, приводят к возникновению разного рода колебаний и волн. Очень хорошо известно акустическое проявление тектонических движений - сейсмические волны, наиболее яркое проявление которых - это землетрясения. Гораздо менее известны электромагнитные проявления тектонических движений. Это обусловлено достаточно низким уровнем напряженности поля для типичных значений тектонических возмущений. Исследованию этих явлений в последнее время уделяют все больше внимания. В значительной степени это связано с надеждами использовать эти эффекты для прогноза землетрясений.
Землетрясения в последнее время связывают с явлением самоорганизованной критичности, обусловленным накоплением деформации земной коры вследствие взаимного движения плит или границ крупных разломов. Однако даже вдали от зон субдукции и крупных разломов земная кора подвержена деформации и накоплению напряжений вследствие взаимного движения вещества мантии и земной коры, а также благодаря действию гравитационных сил. Для поддержания общего равновесия в системе эти напряжения должны релаксировать. Иногда такой механизм реализуется посредством землетрясений, но обычно большая часть напряжений гасится вследствие рождения и последующего движения различного типа дефектов кристаллической структуры или медленных взаимных подвижек блоков земной коры. Каждый акт рождения дефекта и каждый элементарный акт движения дефектов сопровождается возбуждением колебаний кристаллической решетки.
Следует отметить, что в твердом теле со сложной кристаллической решеткой (более одного атома в элементарной ячейке) существует два типа механических колебаний – акустические и оптические. Последние характеризуются тем, что атомы в элементарной ячейке при k→0
колеблются навстречу друг другу, в противофазе, так что их колебания в ионных кристаллах приводят к изменению дипольного момента кристалла, а значит к генерации электромагнитных волн. Взаимодействие электромагнитных волн и оптических колебаний решетки особенно велико в области, где волновые вектора и энергии фотонов и фононов близки друг к другу. В этом случае говорят, что по кристаллу распространяется «смесь» электромагнитных и поперечных оптических колебаний решетки, элементарные возбуждения которой называют поляритонами. Горные породы являются именно такими твердыми телами, в которых содержится два и более атома в элементарной ячейке, а это значит, что по горным породам могут распространяться поляритоны.. Применительно к горным породам такое излучение логично назвать геополяритонным.
Как отмечено выше, при рождении и движении дефектов возбуждаются как акустические, так и оптические колебания решетки. Из практики известно, что скорость рождения дефектов определяется деформацией кристалла. Это значит, что при механическом воздействии на диэлектрические кристаллы возбуждаются и электромагнитные волны, и акустические сигналы. Наиболее интенсивный электромагнитный сигнал генерируется наиболее напряженным материалом. Многочисленные эксперименты и полевые наблюдения показывают, что любые механические воздействия на горную породу приводят к появлению сопутствующего электромагнитного излучения. Поэтому нет оснований противопоставлять или разграничивать акустическую и электромагнитную составляющие поля недр. Следовательно, тектонические явления сопровождаются как акустическим, так и электромагнитным проявлением и в какой-то мере несут общую информацию.
В связи с этим встает вопрос о сравнительной информативности этих проявлений. Оценка информативности при выходе излучения из недр в простейшем случае определяется по величинам коэффициентов пропускания поверхностью раздела земная кора-атмосфера.
Из сравнения соответствующих значений следует, что коэффициент пропускания электромагнитного излучения поверхностью раздела порода-атмосфера в сотни миллионов раз больше чем акустического. Иными словами электромагнитное излучение выходит из недр практически без ослабления. Поэтому электромагнитное излучение, сопутствующее различным природным, в том числе и геологическим процессам (сдвиги и разломы коры, землетрясения, лавины, оползневые подвижки грунтов и пр.), может рассматриваться как обширный источник информации о геодинамических процессах.
Существует еще одно важное обстоятельство. Земная кора находится под воздействием квазистатических напряжений, т.е. напряжений, медленно меняющихся со временем. Большинство обсуждаемых в литературе механизмов генерации электромагнитных сигналов исходят из этого факта, и поэтому объяснение генерации сравнительно высокочастотных электромагнитных колебаний сталкивается с принципиальными трудностями.
В то же время, при рождении и уничтожении дефектов кристаллической решетки генерируется весь спектр присущих кристаллу колебаний – от нулевых частот до частот порядка дебаевской. Конечно, колебания различных частотных диапазонов имеют различное затухание, и большая часть этих колебаний выходит на дневную поверхность, имея равновесный тепловой спектр. Однако наблюдаемый в экспериментах механизм самоусиления электромагнитных волн совместно с существованием «окон прозрачности», вероятно, смогут объяснить наблюдающееся сверхдальнее распространение электромагнитных волн в земной коре.
Таким образом, в новом методе основной акцент сделан на регистрации сигналов, обусловленных нелинейными процессами генерации и распространения излучения. В частности, это позволяет исследовать земные недра во всем интервале глубин, доступных для бурения и добычи полезных ископаемых, и на больших глубинах (кристаллический фундамент, поверхность Мохоровичича). В отличие от других геофизических методов, метод ГПЗ позволяет обнаруживать не только ранее сформировавшиеся нарушения (сбросовые разломы и др.), но и формирующиеся в настоящее время.
Опытно - методические работы методом ГПЗ выполнялись с помощью беспилотного авиационного комплекса (БАК) «Астрогон Sky». БАК входит в состав измерительно-информационной системы аэрогеофизических исследований и предназначен для синхронной многопозиционной регистрации активности геополяритонного излучения (ГПИ) с беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).
Группа беспилотных ЛА (до 4-х) способна осуществлять совместные полёты и маневрирование над сушей и над поверхностью моря при заданном взаимном расположении ЛА в воздушном пространстве друг относительно друга (строем).
Беспилотный авиационный комплекс образуют системы и подсистемы технических и программных средств “Astrogon-Sky” в составе семейства однотипных беспилотных ЛА “SkySurveyor” (4 шт.) с комплектом наземного оборудования и снаряжения (НКК), и экипаж.
Измерительно-вычислительный комплекс устанавливаемый на БПЛА, включает пороговый анализатор активности геополяритонного поля «Астрогон-S»[22] с широкополосной антенной, DGPS и интерфейсный адаптер.
Запись навигационных параметров и данных анализатора осуществляется с использование пакета DGPRS фирмы Trimble. Интервал считывания сигнала электромагнитного излучения – 1с.
Использование широкополосных сигналов – принципиальная особенность геополяритонного зондирования (ГПЗ), позволяющего регистрировать пассивное электромагнитное излучение на оптимальной для данной глубины частоте. Основные источники излучения – дислокации, механические напряжения и зоны контакта горных пород с различными физико-механическими свойствами.
В самом приборе, установленном на БПЛА реализован принцип счета пересечений уровнем сигнала заданного порога. Этот принцип использует особенности электромагнитного излучения земной коры, благодаря очевидной аналогии с лазерной генерацией. Хорошо известно, что с дальнейшим ростом накачки излучение лазеров переходит от непрерывного режима в режим излучения цуга коротких импульсов. Для обоснования «накачки» в горных породах используется простая феноменологическую модель, суть которой состоит в том, что дефекты в кристалле рождаются некоторым внешним воздействием с интенсивностью К. В свою очередь, электромагнитная волна с плотностью энергии U рождается при уничтожении дефекта, возможен также процесс рождения дефекта при взаимодействии электромагнитного поля с кристаллом. В отсутствие излучения наличие дефектов связано с «накачкой» К и «залечиванием» дефектов, благодаря тепловым процессам в кристалле. В свою очередь, «накачка» К при наличии внешних сил, приложенных к кристаллу, прямо связана с деформацией кристалла. Конечно, любое рождение дефекта сопровождается излучением, однако следует пренебречь таким «спонтанным» излучением в отличие от «вынужденного» излучения, обусловленного взаимодействием с электромагнитной волной.
Именно такого типа излучение регистрируется вблизи разломов земной коры, т.е. в наиболее напряженных и деформированных местах земной коры.
Такой же механизм можно предположить для описания усиления акустических волн, которые генерируются совместно с генерацией электромагнитных волн при рождении/уничтожении дефектов. Более того, не исключено, что именно такой механизм приводит к рождению магистральной трещины при разгрузке напряжений во время землетрясений. Косвенным подтверждением этому может служить тот факт, что в момент землетрясения наблюдаются очень мощные электромагнитные импульсы, интенсивность которых превышает обычную во много раз, причем импульсы распространяются на очень большие расстояния.
В приборе, построенном по принципу счета пересечений уровнем сигнала заданного порога за время Т, также оценивается уровень сигнала, поскольку имеется монотонная зависимость числа пересечений от уровня сигнала.
В сентябре 2007 г. с использованием БПЛА «Sky-Surveyor” проводились опытные геолого-геофизические исследования на Керченском полуострове, в соответствии с планом отработки новых технологий выделения нефтегазопроявлений в районе грязевого вулкана Булганак. Измерения по выявлению структуры вулкана выполнялись методом аэропрофилирования. Высота полета самолета составила 300 м, интервал измерения 1 с, что обеспечивает шаг по профилю порядка 30 м. Расстояние между профилями: 500 м. Для регистрации использована аппаратура “Астрогон-S».
Осуществляется корректировка зарегистрированного сигнала ГПЗ. Для этого используются различного рода тарировочные зависимости к исходной информации, которые адаптируют аппаратный комплекс к условиям измерения, а также устраняющие аппаратурную погрешность. Их целью является получение истинных геофизических параметров исследуемых геологических объектов.
Необходимый материал получают методами статистического анализа особенностей электромагнитного поля для данной территории или путем решения прямых геофизических задач для точечных, распределенных и площадных объектов. Технически для этих целей устанавливается неподвижная (вариационная) станция «Астрогон V».
Впоследствии все указанные модели могут претерпевать изменения (адаптироваться) по ходу интерпретации полевых измерений (за счет наличия соответствующей обратной связи).
Петрофизические модели – это модели связей типа «керн-скважинная геофизика». Они могут быть двумерными или многомерными. Их назначение состоит в обеспечении перехода от геофизических (например, активности ГПИ, поляризации ГПИ и др.) к геологическим параметрам пластов (напряженности, пористости и т.д.).
Пространственные модели (графические и аналитические) используют на этапе площадной интерпретации. Они служат для изучения пространственного распространения коллекторов, а также для определения местоположения контура нефтегазоносности – нефтеводяного контакта (НВК), газоводяного контакта (ГВК). Для этого строят карты и профильные разрезы. различного назначения, при этом очень важно, чтобы корреляция изучаемых разрезов была проведена надежно.
Математические модели, задающие основной инструментарий (базовые функции для разложения и восстановления исходного геополяритонного поля) метода ГПЗ, например, вейвлет-разложения или сингулярный спектральный анализ, являются примерами пространственных моделей. Они, во многом, определяют выбор технологии процесса интерпретации. На начальном этапе обработки они, как правило, априорные, могут быть графическими и аналитическими. Далее в процессе обработки геологогеофизической информации априорная пространственная модель уточняется в соответствии с реальными свойствами среды.
Динамические модели служат для геофизического построения тектонических разрывных нарушений.
Интерпретационные модели (графические и аналитические) либо отражают петрофизические связи между геофизическими параметрами и геологическими свойствами среды или между различными геофизическими параметрами, либо служат целям самого интерпретационного процесса. В этой связи они делятся на экспериментальные (обоснованные путем анализа графических данных аппаратурного комплекса, то есть корреляционными связями типа «геофизика–геофизика») и теоретические (основанные на привлечении различных математических методов при решении задач обработки).
К теоретическим интерпретационным моделям, прежде всего, следует отнести модели принятия решений в условиях неопределенности, а также различные стохастические модели, получаемые с помощью методов статистического моделирования. В качестве примера теоретических моделей можно указать на модель выбора наиболее вероятного значения НВК или ГВК пласта из набора вейвлет-разложений, получаемых на различных классах базовых функций.
Экспериментальные интерпретационные модели подразделяются в зависимости от их назначения, то есть геологических свойств объектов, которые необходимо определить в процессе обработки данных ГПЗ (стратиграфия, водонасыщенность, сжатие, растяжение).
Чувствительность и помехоустойчивость БАК обеспечивается с помощью пространственно-когерентную обработки сигнала, или базового метод измерений направления прихода сигнала, как это делается в радиоастрономии.
В результате выполнения программы получены новые данные о распределении электромагнитных полей над тектоническими структурами, выделены ряд локальных неоднородностей земной коры и уточнены схемы структурно-тектонического районирования изучаемой территории.
Первичной информацией для построения геологогеофизических разрезов служат координаты и глубина локальных излучателей. Учет амплитуды и формы аномалий позволяет выделять зоны сжатия и растяжения, разрывные нарушения, слои повышенной пористости и т. д. Для выделения литологических слоев используется также метод равных фаз (внешне результат аналогичный временному разрезу по данным сейсморазведки). В отличие от сейсморазведки, метод ГПЗ позволяет регистрировать прямые признаки углеводородов (аномалия типа «залежь»). Аномалия представлена сочетанием сигналов специфической формы, соответствующей слоям с повышенными коллекторскими свойствами, и наличием серии сигналов примерно с одной и той же глубины, указывающих на наличие контакта углеводород – вода. Тип углеводородов – нефть, газоконденсат, газ – также влияют на форму сигнала.
Проведена первичная обработка полученных данных и построены предварительные геолого-геофизические разрезы в районе вулкана Булганак.
Исследуемая толща достаточно неоднородна по интенсивности излучения. Наибольшая интенсивность излучения характерна для верхних слоев (примерно до глубины 1200 м в центральной части). Эта толща также является существенно неоднородной: слои повышенного излучения чередуются со слоями очень низкого излучения. Особенно заметно это в пределах сопочного поля (кальдеры), а также на краях разреза (верхняя часть отложений P3-N11, неоген).
Далее до глубины порядка 3500 м (в центральной части) расположена зона низкоинтенсивного излучения.
Можно допустить, что здесь преобладают достаточно пластичные глинистые отложения.
Несмотря на низкую интенсивность излучения, здесь достаточно уверенно выделяются геофизические слои, различающиеся, скорее всего, коллекторскими свойствами (водонасыщенностью: открытая пористость и трещиноватость). Показанные на разрезе геофизические слои соответствуют кровле таких отложений.
На больших глубинах интенсивность излучения снова заметно возрастает (вблизи кровли перми).
Можно выделить несколько «этажей» в формировании вулкана. До глубины порядка 3500 м (при движении снизу вверх) уверенно фиксируется купольная структура без проседания, южный край опущен. Однородные геофизические слои прослеживаются вплоть до центральной части.
На глубинах до 2200 м появляются первые признаки проседания вблизи центральной части вулкана. Несмотря на это, однородные геофизические слои по-прежнему прослеживаются достаточно уверенно.
Интервал глубин от 2200 м до 1000 – 1200 м можно назвать переходным. Здесь также еще можно выделить отдельные блоки вмещающих пород, однако, в целом, слои не просматриваются.
На меньших глубинах распределение излучения существенно меняется. Видимо, эта часть является собственно кальдерой, заполненной вулканической брекчией, которая переслаивается субгоризонтальными (с прогибом к центральной части) слоями других пород.
Движение газо-грязевой смеси на большой глубине происходит вдоль разломов. Начиная с некоторой глубины, газо-грязевая смесь поднимается почти вертикально. В некоторых местах по ходу каналов наблюдаются локальные положительные аномалии излучения, выше которых канал уже не прослеживается. Данную аномалию можно трактовать как канал, перекрытый крупными обломками. Так как вулкан сохраняет активность, на этих местах в будущем можно ожидать прорыва извергающейся массы. Вдоль некоторых каналов сформировались субвертикальные зоны повышенного излучения.
Кроме показанных на разрезе нарушений, по краям от сопочного поля фиксируются многочисленные разрывы (на разрезе не показаны), которые, возможно не образуют сплошной плоскости нарушений, тем не менее, они оказывают влияние на распределение свободной воды.
С южной стороны породы являются преимущественно водонасыщенными, наличие ловушек газа можно допустить лишь на глубине более 4000 м. С северной стороны в приразломной зоне имеются признаки скопления углеводородов на глубинах порядка 1600, 2500, 2800, 4100 и 4600 м.
В целом, над известными структурами построенные разрезы правильно отражают геологическое строение участков, полученное другими геофизическими методами и бурением. Наклон литологических слоев, положение грязевых вулканов близки к фактическим. Выделены залежи углеводородов на глубинах до 4,5 км.
В целом, метод ГПЗ позволил получить новые результаты, которые будут полезны для анализа грязевого вулканизма Черного моря и пригодны для практического использования в области нефте- и газоразведки.

Микропроцессорная система автоматического регулирования давления (в дальнейшем - САРД) является программно-техническим комплексом автоматического регулирования, построенным с использованием программируемого логического контроллера САРД (далее по тексту КСАРД) на базе контроллера серии ЭК-2000 или DCS-2000.
САРД предназначена для функционирования в составе системы автоматизации нефтеперекачивающих станций (НПС) или нефтепродуктоперекачивающей станции (ППС) и выполняет следующие функции:
- автоматическое ПИД-регулирование давления на приеме и выходе станции или регулирование в ручном режиме путем управления положением регулирующих органов (заслонок, клапанов и т.п.);
- автоматическая корректировка уставок регулирования и прикрытие регулирующих заслонок при пуске магистрального насосного агрегата;
регистрация и архивация значений технологических параметров (давления на входе, в коллекторе и на выходе станции, положений регулирующих органов);
- обмен информацией с системой автоматизации станции в соответствии с требованиями Заказчика.
Скорость обмена информацией по сети (интерфейс RS-485) может достигать до 576000 бит/с.
В состав САРД входят:
- программируемый логический контроллер КСАРД;
- блок ручного дистанционного управления положением регулирующего органа (БРУ);
- преобразователь частоты общепромышленного применения;
- электропривод регулирующих заслонок (как правило, асинхронный с червячным редуктором);
- датчики избыточного давления на входе, выходе и в коллекторе станции;
- электронный регистратор.
Система автоматического регулирования давления (САРД), как правило, выполняется в напольном шкафу. В шкафу САРД устанавливается КСАРД, БРУ и электронный регистратор.
На лицевой панели устанавливаются:
- панель оператора (как правило, BKDR-16 UniOP), предназначенная для задания режима работы, отображения процессов работы, настройки САРД;
- блок ручного управления, состоящий из ключей выбора режима работы «автоматический – ручной» и кнопок «открыть – закрыть» регулирующую заслонку;
- независимый электронный регистратор с автономным программным обеспечением.
Частотные преобразователи монтируются как в шкафу САРД, так и вне его.
Система САРД выполняется в вариантах управления двумя или тремя регулирующими органами.
По желанию Заказчика в систему САРД может быть включено управление задвижками на входе/выходе регулирующих заслонок, управление «открыть – закрыть» задвижки может осуществляться как с панели оператора, так и от системы автоматики.
Поставщик используемого в САРД электропривода (фирм Schiebel, Rotork, Auma, Drehmo и др.) согласовывается с Заказчиком.
Возможна комплексная поставка САРД с заслонками типа Biffi, Gulde, Vanessa или аналогичные.
Система САРД рассчитана на круглосуточный режим работы при сохранении условий эксплуатации, имеет систему гарантированного электропитания, которая обеспечивает работу ПЛК, первичных и вторичных преобразователей САР давления в течение не менее 1-го часа с момента пропадания основного напряжения питания. По материалу "ЭМИКОН"

Для безопасного хранения СУГ. Резервуары предназначены для безопасного хранения сжиженного углеводородного газа. Резервуары удовлетворяют Директиве 97/23/EG, которой установлены технические требования к оборудованию, работающему под давлением. Оценка соответствия резервуара осуществляется согласно Инструкции 97/23/EU, модулю B+D CE 0036, категории IV.
Технические параметры:
Макс. рабочее давление: 16 бар;
Предельное наполнение: 85 %;
Рабочая температура: -40 ºC /45 ºC;
Рабочая среда: Сжиженный газ согласно DIN 51622 / EN 589
Арматура резервуара. Арматура в стандартном исполнении установлена и испытана на герметичность – предохранительный клапан, уровнемер, впускной клапан, клапан для отбора газовой фазы с манометром и клапан для отбора жидкой фазы. Основная арматура может быть дополнена фланцем для отбора жидкой фазы, в зависимости от цели использования резервуара.
Обработка поверхности. Внутренняя сторона: высушена, без поверхностной обработки. Внешняя сторона резервуара: пескоструйная обработка SA 2,5 и защитное покрытие:
- у подземных и полуподземных резервуаров - эпоксидное покрытие ILAEPOX > 1 мм согласно DIN 4681. Толщина покрытия измерена и покрытие испытано методом неразрушительного пробоя напряжением макс. 25 кВ
- у надземных резервуаров - полиуретановая краска LACOR > 0,120мм, белая (RAL 9010) или светло-зеленая (RAL 6019) По материалу Deltagaz

Измерение дебита скважин. Одним из направлений деятельности ИМС является производство и поставка установок для замера дебита скважин, обеспечивающих учет углеводородного сырья непосредственно со скважины. Данные установки способны производить измерения при пониженном газосодержании, высокой вязкости и многократном пенообразовании нефтегазовой смеси, обеспечивая:
1. Определение массы добытой смеси.
2. Контроль производительности скважин раздельно по нефти, газу, воде.
3. Передачу полученных результатов по каналу связи на диспетчерский пункт.
4. Измерение дебита скважин, объединенных в группы (кусты).
• Основные особенности установки
Нечувствительна к влияющим факторам: изменению давления, температуры и вязкости жидкости, наличию растворенного и свободного газа, пульсациям давления и расхода, режимам течения нефтеводогазовой смеси.
Воспроизводимые СИ единицы физических величин соответствуют принятым во взаиморасчетах между поставщиком и потребителем (тонны, тонны в сутки).
Не оказывает влияния на технологический процесс добычи жидкости из скважины.
Не создает аварийных ситуаций в связи с возможными неисправностями, в том числе провоцирование разрыва трубопровода.
Обеспечивает измерение дебита жидкости при отсутствии попутного нефтяного газа и измерение нефтяного газа при отсутствии жидкости.
Гарантирует представительность отбора проб жидкости.
Классифицируется как рабочее средство измерения с нормированной относительной погрешностью, подтверждаемой при выпуске из производства и в условиях эксплуатации за счет простого и эффективного метрологического обеспечения.
Имеется возможность поставки образцовых средств измерения по каналу измерения массы в комплекте поставки установки.
Имеет локальную поверочную схему, утвержденную Госстандартом РФ, обеспеченную эталонными средствами.
Средства измерений сертифицированы Госстандартом РФ.
Имеется возможность контроля полноты сепарации.
• Принцип действия
Работа установки основана на сепарационном методе согласно п. 8.4.2.2 ГОСТ Р 8.615 - 2005.
Масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений.
Содержание воды в сырой нефти (объемная доля) измеряется поточным влагомером.
Объем нефтяного газа определяется прямым методом динамических измерений.
Лаборатория переходных процессов «ИМС» проводит математическое моделирование сложных гидравлических систем на трубопроводном транспорте, результаты которого позволяют определить основные параметры и местоположение систем защиты. К числу проблем, решаемых лабораторией по исследованию переходных процессов в трубопроводах, относятся:
• разработка универсальной математической модели нефтепровода;
• анализ переходных процессов, возникающих в процессе эксплуатации трубопроводов из-за отключения насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях, открытия / закрытия секущих задвижек и т.д;
• анализ функционирования систем сглаживания волн давления (ССВД) на магистральном трубопроводе;
• определение параметров настройки ССВД;
• выбор оптимальных режимов последовательности запуска НПС и насосных агрегатов;
• исследование запуска и работы нефтепровода на режиме раскачки сбросных ёмкостей;
• разработка принципов технологического управления нефтепроводом при стационарных и переходных процессах;
• выбор оптимальных условий и времени перехода с одного режима транспортировки нефти на другой;
• анализ и выбор местоположения и объемов сбросных ёмкостей на НПС трубопровода и др.
Причины возникновения волн давления:
• Быстрое закрытие задвижек;
• Запуск или остановка, аварийная остановка насосных агрегатов.
Возможные последствия волн давления:
• Осевое разъединение фланцевых соединений;
• Усталостное разрушение труб;
• Нарушение целостности сварных швов;
• Образование продольных трещин в трубах;
• Нарушение соосности насосов и подводящих/отводящих труб;
• Серьезные повреждения трубопроводов и опорных конструкций;
• Повреждение других компонентов трубопроводов, таких, как наливные рукава, шланги, фильтры, сильфоны и т.п.
Системы сглаживания волн давления (ССВД) и защиты от гидроудара (СЗГУ). Данные системы относятся к классу систем защиты магистральных трубопроводов, работающих на жидких средах.
При эксплуатации таких трубопроводов, в момент изменения режима перекачки, расхода по трубопроводу, в нем происходят сложные волновые процессы.
Изменение режима перекачки может быть вызвано открытием/закрытием задвижек и/или изменением режимов работы насосных агрегатов. Наибольшее разрушающее действие оказывают на трубопровод волны повышения давления, возникающие, например, в магистральных нефтепроводах и на нефтеналивных терминалах.
Современные комплексные решения, разработанные и внедренные группой компаний «ИМС» – ССВД, – уже решают проблемы защиты трубопроводов «АК «Транснефть», позволяя существенно увеличить пропускную способность, ресурс и надежность трубопроводных систем.
В состав оборудования входят: регулирующие клапаны, система управления клапанами и система контроля состояния ССВД (СЗГУ), установленные на единой раме. По желанию Заказчика, в комплект оборудования может входить блок-бокс (здание) со всеми необходимыми системами жизнеобеспечения, контроля и сигнализации.
Принцип работы систем основан на своевременном сбросе рабочей жидкости через регулирующие (сбросные) клапаны, расход через которые контролируется и корректируется системой управления.
Клапаны запорно-регулирующие гидравлические «ИМС» в настоящее время нашли широкое применение в системах сглаживания волн давления (ССВД) отечественного производства.
Скорость реакции регулирующих клапанов исчисляется десятками долей секунды, что позволяет в любых ситуациях (штатных и внештатных) стабильно поддерживать требуемые рабочие параметры.
В случае работы регулирующих клапанов в составе ССВД при стационарном режиме перекачки клапаны находятся в закрытом состоянии. При возникновении резкого повышения давления в магистральном нефтепроводе клапаны мгновенно открываются и сбрасывают часть нефти в станционные резервуары, тем самым предотвращая дальнейшее резкое повышение давления сверх заданной величины. Процесс закрытия клапанов зависит от настройки системы управления ССВД, и протекает с плавным уменьшением потока сброса нефти через клапаны в резервуары до его полного закрытия. По материалу «ИМС»

УСН-175 Установки для нижнего слива нефти и нефтепродуктов различных модификаций. Установки УСН-175 и УСН-175-6м предназначены для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн на нефтеналивных станциях нефтебаз с зоной обслуживания 4 и 6 метров соответственно.
Установки с пароподогревом УСНПп-175 и УСНПп-175-6м предназначены для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных вагонов-цистерн с универсальными сливными приборами с использованием пара для разогрева нефтепродукта с зоной обслуживания 4 и 6 метров соответственно. Максимальное давление пара в паровой рубашке не более 0,2 МПа (2,0 кгс/см²).
Плавающие захваты обеспечивают плотное соединение присоединительной головки.
Усовершенствованные двухрядные шарниры с наплавленной дорожкой из нержавеющей стали делают подшипниковые узлы суперстойкими к износу и обеспечивают максимальную долговечность работы изделия.
ФЖУ-25 и ФЖУ-40 Фильтр жидкостный универсальный. Фильтры ФЖУ (далее - фильтры) предназначены для очистки от механических примесей ньютоновских неагрессивных жидкостей с кинематической вязкостью от 0,55 до 300 мм²/с (сСт), в стационарных технологических установках, наземных передвижных средствах заправки и перекачивания нефтепродуктов.
Новые типоразмеры ФЖУ имеют сварную стальную конструкцию.
МПУ-0,7/1,7-4-А, МПУ-0,7/2,3-5-А Мостик переходной универсальный с амортизатором. Мостик переходной универсальный МПУ-0,7 (далее - мостик), предназначен для перехода людей со сливо-наливной железнодорожной эстакады на вагон-цистерну.
Особенности конструкции позволяют использовать мостик в диапазоне от +30° вверх, и -15° вниз от горизонтали, при этом ступени сохраняют горизонтальное положение.
Мостики могут комплектоваться механизмом продольного перемещения МПП для удобного доступа к горловине цистерны. По материалу Армавирского опытного машиностроительного завода

Массовые кориолисовые расходомеры и плотномеры Micro Motion. Кориолисовые расходомеры и плотномеры предназначены для прямого измерения массового расхода, плотности, температуры, вычисления объемного расхода жидкостей, газов и взвесей. Все измерения выполняются в реальном времени. Какого либо дополнительного оборудования для измерений не требуется. Кроме высокой точности и повторяемости результатов измерений, сенсоры кориолисовых расходомеров характеризуются низкой стоимостью эксплуатации. Сенсоры не накладывают особых требований по монтажу, не требуют прямолинейных участков или специального оборудования для формирования потока, в них нет движущихся деталей.
Широкий набор преобразователей включает модели, сконструированные на основе MVD™ технологии (Multi Variable Digital цифровая многопараметрическая) и предназначены для установки в опасных зонах, требующих обеспечения взрывобезопасности, а также модели, которые интегрально монтируются на сенсоре. Преобразователи поддерживают коммуникаци онные протоколы HART®, Modbus®, FOUNDATION™ fieldbus и Profibus.
ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОРИОЛИСОВЫХ РАСХОДОМЕРОВ И ПЛОТНОМЕРОВ
▪ Измерение массового расхода
Кориолисовый расходомер состоит из датчика расхода (сенсора) и преобразователя. Сенсор напрямую измеряет расход, плотность среды и температуру сенсорных трубок. Преобразователь конвертирует полученную с сенсора информацию в стандартные выходные сигналы.
Сборки магнитов и катушек соленоидов, называемые детекторами, установлены на сенсорных трубках.
Катушки смонтированы на одной трубке, магниты на другой.
Каждая катушка движется сквозь однородное магнитное поле постоянного магнита. Сгенерированное напряжение от каждой катушки детектора имеет форму синусоидальной волны. Эти сигналы представляют собой движение одной трубки относительно другой.
Измеряемая среда, поступающая в сенсор, разделяется на равные половины, протекающие через каждую из сенсорных трубок. Движение задающей катушки приводит к тому, что трубки колеблются вверх вниз в противоположном направлении друг к другу.
Как результат изгиба сенсорных трубок генерируемые детекторами сигналы не совпадают по фазе, так как сигнал с входного детектора запаздывает по отношению к сигналу с выходного детектора.
Разница во времени между сигналами (ΔT) измеряется в микросекундах и прямо пропорциональна массовому расходу. Чем больше ΔT, тем больше массовый расход.
▪ Измерение плотности
Соотношение между массой и собственной частотой колебаний сенсорной трубки это основной закон измерения плотности в кориолисовых расходомерах.
В рабочем режиме задающая катушка питается от преобразователя, при этом сенсорные трубки колеблются с их собственной частотой. Как только масса измеряемой среды увеличивается, собственная частота колебаний трубок уменьшается; соответственно, при уменьшении массы измеряемой среды, собственная частота колебаний трубок увеличивается.
Частота колебаний трубок зависит от их геометрии, материала, конструкции и массы. Масса состоит из двух частей: массы самих трубок и массы измеряемой среды в трубках. Для конкретного типоразмера сенсора масса трубок постоянна. Поскольку масса измеряемой среды в трубках равна произведению плотности среды и внутреннего объема, а объем трубок является также постоянным для конкретного типоразмера, то частота колебаний трубок может быть привязана к плотности среды и определена путем измерения периода колебаний.
Частота колебаний измеряется выходным детектором (рис.6) в циклах в секунду (Гц). Период колебаний, как известно, обратно пропорционален частоте. Измерить время цикла легче, чем считать количество циклов, поэтому преобразователи вычисляют плотность измеряемой жидкости, используя период колебаний трубок в микросекундах. Плотность прямо пропорциональна периоду колебаний сенсорных трубок.
Когда расход отсутствует, синусоидальные сигналы, поступающие с детекторов, находятся в одной фазе.
При движении измеряемой среды через сенсор проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение среды во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориолисовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой, т.е. когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное. Таким образом, во входной половине трубки сила, действующая со стороны жидкости, препятствует смещению трубки, а в выходной способствует. Это приводит к изгибу трубки.
Когда во второй фазе вибрационного цикла трубка движется вниз, направление изгиба меняется на противоположное.
Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости. Детекторы измеряют фазовый сдвиг при движении противоположных сторон сенсорной трубки. По материалу "МЕТРАН"

Измеритель расхода и обводненности нефти проточный ПИРОН. Предназначен для автоматизированного сбора, обработки и хранения информации на нефтедобывающих скважинах, ГЗУ, контроля давления и температуры жидкости, измерения дебита нефтедобывающих скважин, определения процентного содержания нефти и воды в добытой жидкости без сепарирования сопутствующего газа и передачи значений параметров на диспетчерский пункт.
Измеритель изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Измеритель состоит из блока сопряжения (БС) и соединенного с ним посредством многожильного кабеля блока измерения и обработки сигналов (БИОС).
БИОС размещается непосредственно во взрывоопасной зоне. Оболочка имеет степень защиты IP54 по ГОСТ 14254.
БС располагается вне взрывоопасной зоны и имеет общепромышленное исполнение, степень защиты IP30 по ГОСТ 14254.
Материалы, контактирующие с измеряемой средой, сталь 12Х18Н10Т.
Взрывозащищенная оболочка выдерживает давление 1,0 МПа (10 кгс/см²)
Измеритель обеспечивает следующие характеристики при вязкости жидкости до 400 сСт и температуре скважинной жидкости +5° ..+60°С:
контроль избыточного давления в нефтепроводе до 4 МПа (40 кгс/см²) с погрешностью не более 2%;
потерю давления при максимальном расходе и вязкости нефти не более 50кПа (0,5 кгс/см²);
контроль температуры от минус 10° до плюс 90°С с погрешностью не более 2%;
измерения расхода жидкости в диапазоне 0-60 м³/сут (условный проход 50мм) с погрешностью не более 2,5%;
измерение процентного состава воды в добываемой жидкости в переделах от 0 до 100% с погрешностью не более 3%.
вычислять количество добытой нефти за сутки
вычислять количество воды за сутки
производить предварительную обработку информации и передавать ее по выделенному модемному каналу на диспетчерский пункт
выходной сигнал по стандарту RS-232, RS-485
Измеритель сохраняет и накапливает информацию о скважине при пропадании связи до 15 суток
Напряжение питающее сети 220 (+20-40)В, 50 Гц±1%
Максимальная потребляемая мощность не более 200 Вт.
Режим работы датчика – длительный.
Измеритель сохраняет работоспособность при температуре окружающее среды от минус 40° до +50°С, и влажности до 95 (±3)% при температуре плюс 35 (±3)С.
КОМПЛЕКТ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ НАСОСНЫМ АГРЕГАТОМ КНС (БКНС, ДНС) ”КТС-КАНАЛ”. Предназначен для автоматизации контроля и управления оборудованием насосных станций (КНС, БКНС, ДНС), автоматического сбора, обработки и передачи телеметрической информации.
Система обеспечивает:
пуск и остановку насосных агрегатов в режиме ручного местного управления и дистанционного с диспетчерского пункта;
контроль состояния узлов насосного агрегата и включение по заданному алгоритму;
контроль и защиту работающих насосных агрегатов путем отключения агрегата при несоответствии контролируемого параметра по заданному алгоритму;
передачу на диспетчерский пункт информации:
- состояния агрегатов насосной станции;
- значения давления воды на входе и выходе насоса;
- значения давления в маслосистеме;
- значения виброускорения агрегата;
- значения температуры узлов установки;
- информации с блока гребенок;
- параметров общей безопасности КНС;
- информации о причине отключения оборудования КНС.
Технические средства системы обеспечивают измерение следующих технологических параметров:
температура:
- подшипников до 60-70°С; двигателя насоса до 120°С;
- масла до 70°С; жидкости до 70°С;
- помещения от -40°С до +60°С.
давление:
- на входе насоса 0-4,0 МПа;
- на выходе насоса 0-25 МПа;
- в маслосистеме 0-0,4 МПа.
вибрация установки до 50 м/с².
контроль следующих параметров:
- утечка сальников;
- затопление станции;
- состояние задвижки на входе и на выходе;
- состояние электродвигателя вентилятора.
Условия эксплуатации:
- коррозийная устойчивость - группа 5 по ГОСТ 15150-69;
- механические воздействия для датчиков М6, для аппаратуры М13 по ГОСТ17516.1
- степень защиты IР54 по ГОСТ 14254-80.
- климатические факторы - группа УХЛ3.1 по ГОСТ 15150-69. 
Датчик давления. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения давления неагрессивных сред в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
ДД изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Измеряемая среда – жидкости и газы, сохраняющие свое агрегатное состояние от минус 40° до плюс 50°C.
Верхний предел измерения давления, МПа (кгс/см²): от 0,4 (4) до 60 (600) для разных разновидностей.
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 1%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный.
Датчик вибрации. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения вибрации в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
ДВ изготавливается в соответствии с требованиями на взрывозащищенное электрооборудование группы II.
Диапазон измерения амплитуды виброускорения, м/с²: 50, 100, 150
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 20%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный.
Датчик температуры. Предназначен для использования в качестве технологического средства контроля и измерения температуры в нефтедобывающей и других отраслях промышленности и не относится к государственной системе промышленных приборов и средств автоматизации (ГСП).
Диапазон измерения температуры: от минус 20°..+120°С; минус 50°..+50°С в зависимости от применяемого термопреобразователя
Основная приведенная погрешность измерения в нормальных условиях – не более 0,5%
Выходной сигнал постоянного тока 4-20 мА
Напряжение электрического питания 12-36 В.
Сопротивление нагрузки 0-1200 Ом.
Потребляемая мощность не более 1,0 Вт
Режим работы датчика – длительный. По материалу ОАО "Альметьевский завод "Радиоприбор"

1 Наземная каротажная станция. Каротажная станция «Интегра» (ILS-AB)
Каротажная станция «Интегра» является мощной полевой системой регистрации и обработки данных. Система может работать в комплексе с цифровыми скважинными приборами компании Tucker Technologies, регистрировать, обрабатывать и выдавать качественную каротажную информацию.
Архитектура с применением процессоров Intel® и операционной системы Linux® обеспечивает регистрацию данных в режиме реального времени.
Каротажная станция «Интегра» может получать замеряемые параметры от широкого ассортимента измерительных скважинных приборов, регистрировать глубину и отслеживать натяжение канатно-кабельной линии. Возможно осуществление передачи данных в офис заказчика или в центральную базу данных.
Каротажная станция «Интегра» компонуется как система из двух модулей, объединяя две независимые регистрирующих и обрабатывающих системы, повышая тем самым ее гибкость и обеспечивая многозадачность. Одна система может записывать получаемые данные, в то время как другая – производить их обработку.
2 Гамма-каротаж/телеметрия.
▪ Скважинный прибор GRT/-EA (гамма-каротаж / телеметрия / измерение удельного сопротивления бурового раствора)
Гамма-каротаж/телеметрия с измерением удельного сопротивления бурового раствора ……….… 12000 – 4606
Прибор GRT является прибором для гамма-каротажа, измеряет естественный сигнал гамма-излучения породы. Данный прибор (зонд спектрального гамма-каротажа с возможностью дистанционного измерения) (см. стр 7) должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки, если в составе компоновки нет прибора АМТ (вспомогательного прибора для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке (AMT – стр. 39). В случае наличия прибора AMT, он должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки.
Измерение удельного сопротивления и температуры бурового раствора в режиме реального времени позволяет оперативно вносить необходимые изменения в работе комплекса.
Прибор GRT-EA является скважинным телеметрическим контроллером каротажной станции «Интегра». Прибор может использоваться совместно со всем ассортиментом приборов каротажа открытого ствола производства компании Tucker Technologies (TTI).
В приборе GRT-EA применяется стабилизирующий источник 50-микрокюри (μCi) Am 241 для спектральной и высоковольтной стабилизации.
▪ Скважинный прибор GRT/-FA (спектральный гамма-каротаж / дистанционные измерения / измерение удельного сопротивления бурового раствора)
Спектральный гамма-каротаж/телеметрия с измерением удельного сопротивления бурового раствора … 12000 – 4607
Прибор GRT-FA является прибором для гамма-каротажа, измеряет естественный сигнал гамма-излучения породы и объемную концентрацию калия, урана и тория. Прибор GRT-FA является скважинным телеметрическим контроллером каротажной станции «Интегра».
Данный прибор, или прибор гамма-каротажа (см. стр 5) должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки, если в составе компоновки нет прибора АМТ (вспомогательного прибора для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке (AMT – стр. 39)). В случае наличия прибора AMT, он должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки.
Измерение удельного сопротивления и температуры бурового раствора в режиме реального времени позволяет оперативно вносить необходимые изменения в работе комплекса.
Прибор GRT-FA работает в качестве скважинного контроллера совместно с другими скважинными приборами как компонент каротажной станции «Интегра».
В приборе GRT-FA применяется стабилизирующий источник 50-микрокюри (μCi) Am 241 для спектральной и высоковольтной стабилизации.
3 Удельное сопротивление
▪ Скважинный прибор PIT-CB (фазированная индукция / сферическая фокусировка)
Прибор PIT служит для измерения R и X индукционных сигналов, при глубокой и средней индукции. Также проводится каротаж собственного потенциала, каротаж со сферической фокусировкой и измеряется температура. Данный прибор улучшает термостабильность зонда. Повышенная чувствительность электроники обеспечивает лучший подсчет коэффициента удельного сопротивления мкСм. Измерения R и X сигналов необходимы для повышение отдачи маломощных пластов и лучшей индукционно-резистивной коррекции.
Прибор PIT работает совместно с другими скважинными приборами для работы в открытом стволе, производимыми компанией TTI. Прибор PIT должен быть самым нижним в приборной компоновке.
▪ Прибор двухзондового бокового каротажа DLT-AB
Прибор DLT-AB служит для проведения каротажа сопротивлений с длинным зондом (LLD) и измерения удельного сопротивления ближней части пласта (LLS). В нормальных условиях величина LLS является суммарной величиной сопротивлений зоны проникновения фильтрата бурового раствора, зоны инфильтрации и зоны, куда фильтрат бурового раствора не проник. На величину LLD оказывают влияение сопротивление всех вышеупомянутых зон, но в основном зоны, куда фильтрат бурового раствора не проник. Для точности измерения требуется, чтобы большая часть показаний была получена от ненарушенного пласта. Следовательно, удельное сопротивление бурового раствора должно быть ниже относительно удельного сопротивления пласта.
Прибор работает совместно с другими скважинными приборами, производимыми компанией TTI.
При работе совместно с прибором MST (стр. 14), прибор MST заменяет DLE в качестве нижнего электрода.
Для обеспечения регистрации корректных показаний, данный прибор должен применяться вместе с двойным каротажным переходником-подвеской DBA-BA.
СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ. Открытый ствол, скважина заполненная жидкостью. Скважинный прибор двухзондового бокового каротажа не может осуществлять измерения в непроводящей среде, такой как буровой раствор на нефтяной основе. В скважинах большого диаметра прибор рекомендуется центровать.
Прибор следует применять, если буровой раствор имеет большую проводимость относительно пластовой воды, т.е. Rmf/Rw<2. Ввиду того, что точность работы прибора DLT тем выше, чем выше удельное сопротивление, использование свежего бурового раствора с удельным сопротивлением выше 200 Ом является предпочтительным. Применяйте прибор в граничных скважинах буровых скважин большого диаметра (более 12 дюймов) или при большой глубине исследований (более 40 дюймов).
▪ Скважинный прибор MST-DB для проведения микросферически фокусированного каротажа
Прибор микросферически фокусированного каротажа предназначен для исследования сопротивления зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Данное исследование имеет практическое применение в различающихся подвижных углеводородах. Применяемый в сочетании с зондами глубинного и среднего индукционного каротажа, прибор MST помогает в правильной оценке удельного сопротивления Rt (удельного сопротивления зоны, в которую не проник буровой раствор). Данный прибор также фиксирует диаграмму микрокаротажа с помощью зонда MLT, установленного на прижимной башмак. Микрокаротаж фиксирует два значения глубины исследования (DOI) удельного сопротивления ближней части пласта. При глубине 1 дюйм регистрируется удельное сопротивление самой ближней части (INV) на величину которого оказывает влияние фильтрационная корка бурового раствора. На величину, получаемую при исследовании на глубине 4 дюйма (NOR) оказывает влияние пласт, содержащий фильтрат бурового раствора. В результате прибор становится отличным индикатором проницаемости пласта.
Прибор MST работает совместно с другими скважинными приборами, производимыми компанией TTI. Размещается в любом месте ниже приборов гамма каротажа/спектрального гамма-каротажа (GRT), но над индукционным прибором PIT.
При работе совместно с прибором DLT , прибор MST заменяет DLE завершая компоновку.
Данный прибор может быть скомпонован для работы в эксцентричном режиме, для предотвращения складывания каверномера в наклонно-направленных скважинах.
4 Радиоактивный каротаж
▪ Прибор компенсированного нейтронного каротажа (CNP-BA) монтируется в прижимном каротажном зонде и присоединяется к основной секции прибора (PDT) оснащенной переходником. Центральная секция также оснащается каверномером.
Прибор CNP измеряет соотношение тепловых нейтронов с помощью двух гелиевых (гелий 3) детекторов. Соотношение корректируется с учетом диаметра скважины и пористости породы и рассчитывается для селективной литологии. Также записывается сигнал каверномера, который впоследствие используется для коррекции диаметра скважины.
Прибор CNP-BA применяется совместно со всем ассортиментом скважинных приборов для работы в открытом стволе, производимых компанией TTI.
Размещается в любом месте ниже приборов гамма каротажа/спектрального гамма-каротажа (GRT), но над индукционным прибором PIT.
Данный прибор может быть скомпонован для работы в эксцентричном режиме, для предотвращения складывания каверномера в наклонно-направленных скважинах.
▪ Прибор литолого плотностного каротажа LDP-DA
Прибор литолого плотностного каротажа (LDP) монтируется в прижимном каротажном зонде и присоединяется к основной секции прибора (PDT) оснащенной переходником. Прибор LDP измеряет объемную плотность и фотоэлектронную эмиссию пласта с помощью двух детекторов гамма-излучения. Разница показаний двух детекторов используется для коррекции объемной плотности пласта с учетом фильтрационной корки бурового раствора и неровности стенок скважины. Итак, с помощью данного прибора регистрируются объемная плотность, поправка на плотность, фотоэлектронная эмиссия и диаметр скважины. Объемная плотность имеет отношение к пористости, эффект фотоэлектронной эмиссии – к литологии. Для спектральной и высоковольтной стабилизации применяются два источника радиоактивного излучения Cs-137 на 1 микрокюри.
Прибор LDP-DA применяется совместно со всем ассортиментом скважинных приборов для работы в открытом стволе, производимых компанией TTI.
Размещается в любом месте ниже приборов гамма каротажа/спектрального гамма-каротажа (GRT), но над индукционным прибором PIT.
▪ Скважинный прибор – держатель зонда PDT-GA
Прибор PDT-GA служит для размещения на нем прижимных каротажных зондов: прибора компенсированного нейтронного каротажа или прибора литолого плотностного каротажа. Данный прибор может быть скомпонован для работы в эксцентричном режиме, для предотвращения складывания каверномера в наклонно-направленных скважинах. Каверномер входит в комплектацию.
Прибор PDT-GA служит для размещения на нем прижимных каротажных зондов: прибора компенсированного нейтронного каротажа (CNP) или прибора литолого плотностного каротажа (LDP).
Размещается в любом месте ниже приборов гамма каротажа/спектрального гамма-каротажа (GRT), но над индукционным прибором PIT.
Каверномер калибруется с помощью шаблонов с внутренним диаметром 6 и 12 дюймов.
5 Акустический каротаж
Компенсированный зонд акустического каротажа CST-AD
В состав прибора CST входят два передающих и два приемных устройства с зазором 3–5 дюймов. Прибор измеряет компенсированное время распространения звуковой волны в скважине, амплитуду звуковой волны и полное время пробега. Производится также цифровая запись акустической вролны.
Рекомендуется установка центарторов выше и ниже прибора CST. Имеется возможность комплектования центраторами встраиваемыми в линию или крепящимися на прибор.
6 Скважинные измерения
▪ Центратор/каверномер CСТ-АА
Четырехрессорный центратор/каверномер ССТ-АА служит для центровки скважинных приборов и измерения диаметра скважины.
Прибор ССТ калибруется с помощью комплекта колец с внутренним диаметром 8 и 14 дюймов. Обычно прибор ССТ применяется в комплекте с компенсированным зондом акустического каротажа (CST).
▪ Шестирычажный каверномер SACD-АB
Шесть сочлененных рычагов измеряют диаметр скважины путем отслеживания электрического сигнала, который прямо пропорционален степени отклонения рычага. Показания шести рычагов не зависят друг от друга. Значение диаметра скважины получается путем сложения радиусов отклонения двух противоположных рычагов.
▪ Шестирычажный пластовой наклономер SDT-BA
Работая в комплексе с инклинометром (WOT) шестирычажный пластовый наклономер измеряет структурное падение и падение пласта. Прибор SDT отслеживает изменение положения шести рычагов (сигналы от рычагов не зависят друг от друга) и сигналы от шести микрофокусированных сопротивлений, разнесенных на 60 градусов, с разрешающей способностью 0,25 дюйма и глубиной исследования 0,8 дюйма.
▪ Инклинометр WOT-AC
Инклинометр фиксирует и передает информацию относительно позиционирования, необходимую для работы пластового наклономера. Прибор также может работать отдельно от наклономера. В этом случае он служит для инклинометрии скважины. Прибор определяет отклонение от вертикали до 90° с помощью 3-осевого твердотельного инклинометра высокого разрешения (точность измерения ± 2%). Азимут и относительный азимут измеряются с помощью 3-осевого феррозондового магнитометра (точность измерения ± 3%).
▪ Четырехрычажный X-Y каверномер XYT-AB
Четыре сочлененных рычага измеряют диаметр скважины путем отслеживания электрического сигнала, который прямо пропорционален степени отклонения рычага. Показания четырех рычагов не зависят друг от друга, при расчетах учитываются все четыре радиуса.
7 Взятие проб
Прибор оценки параметров продуктивного пласта FET-AA
Прибор оценки параметров пласта (FET) является пробоотборником, скажинная жидкость под давлением прокачивается через прибор. Жидкость извлекается из пласта и вытесняется в скважину. Датчики прибора измеряют удельное сопротивление жидкости, ее проводимость, плотность, температуру и давление. Во время прохождения характерной пробы через прибор, может быть удержан заранее определенный объем данной пробы. Насос прибора может извлечь любой объем жидкости начиная от 8 см³.
Дополнительная возможность пробоотборника – прибор FET может закачивать жидкость из скважины в пласт (обратная перекачка). Возможность обратной перекачки является преимуществом данного прибора, ввиду того, что будучи оставленным в скважине на долгое время, прибор может «выкачать» жидкость из пласта. Реализуя возможность обратной перекачки, прибор избавлен от опасности оказаться прихваченным. Конструкция прибора FET такова, что в случае отключения питания прибора, он автоматически возвращается в исходное состояние и может быть извлечен из скважины за поднимаемую канатно-кабельную линию.
▪ Боковой керноотборник SCT-AA
Боковой керноотборник – экономичный вариант забора проб из пласта. Полые пули выстреливаются в пласт по отдельности с помощью зарядов черного пороха.
8 Вспомогательное оборудование
▪ Вспомогательный прибор для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке AMT-AC
Датчик давления и натяжения для стандартных приборных компоновок. Прибор также служит для измерения гидростатического давления в скважине.
▪ Встраиваемый в линию центратор CEN-AA
Прибор является трехрессорным проводящим центратором, встраиваемым в линию. В приборных компоновках прибор служит для центрирования компоновки в скважинах диаметром от 4,5 до 16 дюймов.
▪ Подвеска-изолятор/переходник для зонда двойного бокового каротажа DBA-BA
Подвеска-изолятор/переходник применяется для изоляции обратного тока для зонда двойного бокового каротажа (DLT). Прибор состоит из четырех 16-футовых секций. В верхней секции размещается электрод для измерения напряжения, в нижней – электрод естественного потенциала. Промежуточные секции обеспечивают дополнительную изоляцию.
▪ Кабельная головка CBH-AA
Кабельная головка удерживает приборную компоновку и служит электронным и механическим согласующим устройством между линией/каротажной станцией и скважинными приборами.
▪ Шарнирное соединение SJT-AA
Верхняя и нижняя секции шарнирного соединения (SJT) могут вращаться независимо друг от друга, обеспечивая сохранность электрического контакта приборов с наземной каротажной станцией. Устройство заполнено жидкостью и уравновешено по давлению во избежание трения манжет под действием высоких температур и давлений.
Верхняя и нижняя секции шарнирного соединения (SJT) соединяются валом с независимой карданной подвеской. Вращающиеся контакты с низким сопротивлением обеспечивают неразрывность электрических цепей токопроводящих жил и брони. Скользящая манжета сбрасывает разницу в давлении, происходящую от изменения скважинного давления или расширения залитой жидкости под воздействием высоких температур. Таким образом предотвращается возрастание трения манжет и снижается сопротивление вращению.
Шарнирное соединение SJT обычно устанавливается под кабельной головкой, но также может размещаться в любом месте приборной компоновки.
9 Приложения
Точки записи каротажных приборов
Приведенные значения представляют собой расстояния от нижней точки до первого значимого показания прибора из данной приборной компоновки. Первые показания приводятся исходя из самой длинной модели данного типа прибора.
10 В разработке
В настоящий момент проходят полевые испытания:
• Зонд двойного нейтронного каротажа, DNP-AB
• Зонд спектрального гамма-каротажа\высокоскоростной телеметрии, SGRT-AA
Полевые испытания намечены на 4 квартал 2009 года:
• Широкополосный индукционный зонд измерения удельного сопротивления, IAR-AA
• Скважинный сканер высокого разрешения, HRIT-AA
Полевые испытания намечены на 1 квартал 2010 года:
• Зонд оценки широкополосного акустического каротажа, ASET-BA
▪ Зонд двойного нейтронного компенсированного каротажа по надтепловым нейтронам DNP-AB
Скважинный прибор двойного нейтронного каротажа является зондом компенсированного нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (DNP), установленным на скважинный прибор – держатель зонда (PDT) (см. стр. 21). Скважинный прибор – держатель зонда также имеет в своем составе каверномер.
В тепловой секции прибора DNP применяются датчики гелия-3, регистрирующие пропорциональное соотношение тепловых нейтронов для каждого датчика. Соотношение корректируется с учетом диаметра скважины и пористости породы и рассчитывается для селективной литологии. Также записывается сигнал каверномера, который впоследствии используется для коррекции диаметра скважины. В секции нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам применяются кадмиевые датчики гелия-3, регистрирующие быстрые нейтроны для расчета пористости в скважинах сухого бурения. Также записывается сигнал каверномера, который впоследствие используется для коррекции диаметра скважины. Все замеры производятся одновременно.
▪ Скважинный прибор для спектрального гамма-каротажа / высокоскоростная телеметрия / измерение удельного сопротивления бурового раствора SGRT-AA
Прибор SGRT-AA является прибором для гамма-каротажа, измеряет естественный сигнал гамма-излучения породы и объемную концентрацию калия, урана и тория. Прибор SGRT-AA является скважинным телеметрическим контроллером для всех скважинных приборов, производства TTI. В приборе SGRT-AA применяется новая высокоскоростная система телеметрии, позволяющей формировать новую усовершенствованную приборную компоновку «Интегра».
Данный прибор, или прибор гамма-каротажа должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки, если в составе компоновки нет прибора АМТ (вспомогательного прибора для измерения удельного сопротивления и температуры бурового раствора и натяжения на кабельной головке. В случае наличия прибора AMT, он должен размещаться в самой верхней части приборной компоновки.
Измерение удельного сопротивления и температуры бурового раствора в режиме реального времени позволяет оперативно вносить необходимые изменения в работе комплекса. Три осевых акселерометра также позволяют корректировать ось Z для всех датчиков приборной компоновки TTI.
▪ Скважинный сканер высокого разрешения HRIT
В скважинном сканере высокого разрешения (HRIT) применены последние достижения электроники, с помощью данного прибора возможно получение изображения скважины в высоком разрешении. Помимо этого, в подвесных зондах размещается регистрирующая система с расширенным динамическим диапазоном. Прибор HRIT производит измерение удельного сопротивления с помощью 40 компактных дисковых электродов на каждом зонде шестирычажной подвески. При этом частота замеров намного выше чем у многих аналогичных приборов.
▪ Широкополостный индукционный зонд измерения удельного сопротивления IART
Широкополосный индукционный зонд измерения удельного сопротивления является зондом широкополосного индукционного каротажа, работающего на частотах 7 кГц и 28 кГц. Глубина исследований широкополосного индукционного каротажа – кривые удельного сопротивления на глубинах 10”, 20”, 30”, 60” и 90”. Также может отображаться замеры удельного сопротивления, произведенные с помощью сферической фоксировки. Результаты выводятся в разрешении 1 фут, 2 фута и 4 фута. По материалу Tucker Technologies

Мобильные буровые установки МБУ-125 шасси БАЗ-69099, МБУ-125 шасси ПС-6, МБУ-125 шасси МЗКТ-7003-011, МБУ-125 шасси “Gloros” А7804С.
МБУ-125 предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин. Условная глубина бурения скважин – 2700 метров (при бурении колонной 28 кг/м).
Установка состоит из следующих блоков:
• подъемный блок на полноприводных шасси БАЗ-69099, МЗКТ-7003, ПС-6, “Gloros” повышенной грузоподъемности;
• мобильный блок бурового основания и приемный мост на трехосном прицепе ОЗТП-84703В.
Комплектующее оборудование по дополнительному согласованию: Насосный блок, блок для приготовления бурового раствора, блок очистки бурового раствора, циркуляционная система, комплекс приборов контроля параметров бурения, энергетический блок и другое оборудование.
Агрегат ремонтно-буровой АРБ-100. Условная глубина скважин при ремонте и освоении – 5000 метров (НКТ 14 кг/м). Условная глубина бурения скважин – 2500 метров (при бурении колонной 28 кг/м). АРБ-100 предназначен для бурения ротором и забойными двигателями, освоения, ремонта и восстановления нефтяных и газовых скважин.
Агрегат состоит из следующих основных блоков:
• подъемный блок на шасси повышенной проходимости БАЗ-69096, МЗКТ-7004-011;
• блок бурового основания и приемный мост на трехосном прицепе ОЗТП-84703В.
Агрегат для ремонта и освоения скважин А60/80М1 предназначен для ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин, ведения буровых работ ротором и забойными двигателями. При определенной комплектации может использоваться для забурки вторых стволов.
Агрегат для ремонта и освоения скважин А60/80 предназначен для ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин, ведения буровых работ ротором и забойными двигателями. Механизмы агрегата монтируются на полноприводном шасси КрАЗ-63221.0000044. Конструктивные особенности:
• одно- или двухбарабанная лебедка с дисковыми пневматическими муфтами, позволяющими оперативно переключаться с одного диапазона скоростей на другой и не требующими дополнительного компрессора;
• буровой барабан с канавками Лебуса, обеспечивающий равномерное наматывание каната;
• выдвижение верхней секции гидроприводной лебедкой;
• гидроприводная лебедка для вспомогательных работ;
• аварийный электропривод;
• маслонаполненная цепная трансмиссия привода лебедки;
• гидродомкраты (аутригеры) двухстороннего действия с ходом 800 мм;
• ограничитель грузоподъемности, ограничитель высоты подъема талевого блока;
• комплектация с учетом преимущественного назначения и технологических особенностей ведения работ.
Установка подъемная для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин УПА-60А предназначена для освоения, текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов. Выполняет следующие операции:
• спуск и подъем насосно-компрессорных, бурильных труб, промыва скважин;
• ремонтные работы и работы по ликвидации аварий, разбуривание цементных пробок в трубах 5-6’’;
• установка эксплуатационного оборудования на устье скважин;
• проведение буровых работ.
Отличие от базовой модели (агрегата А50М) является соответствие "правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03". А также использование новых технических решений:
• установка оснащена четырьмя гидравлическими опорными домкратами с механическими замками, передней и задней фундаментными балками;
• шинно-пневматические муфты заменены на пневматические фрикционные диафрагменного типа с малым расходом воздуха, не требующие использования дополнительного компрессора;
• в трансмиссию установки установлен ограничитель грузоподъемности (муфта предельного момента);
• передняя опора мачты исключена, оттяжки мачты переустановлены на опору, находящуюся за кабиной, что позволило улучшить обзорность водителю;
• управление подъемом мачты выполняется дистанционно;
• на нижней секции мачты может быть установлен балкон верхового рабочего, который оснащен устройством аварийной эвакуации;
• мачта установки оснащена звуковой и визуальной сигнализацией посадки верхней секции;
• талевый блок заменен на универсальный крюкоблок;
• установка оснащена искрогасителем, выпрямителем для подзарядки аккумуляторных батарей;
• в составе трансмиссии применяется масляная ванна для двухрядной цепной передачи привода лебедки.
Установка подъемная для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин УПА-60А (60 х 80) предназначена для выполнения всех видов работ, аналогичных для УПА-60А с дополнительной возможностью кратковременного нагружения до 80 тс. Отличие от установки УПА-60А:
• имеет более высокую грузоподъемность: максимальная нагрузка на крюке – 800 кН (тс).
Достигнуто улучшение конструкции следующих узлов установки:
• усилены конструкции мачты, силовой рамы, рамы лебедки;
• переработана тормозная система лебедка с целью обеспечения наибольшей эффективности торможения;
• крюкоблок заменен талевым блоком усиленной конструкции.
В комплект дополнительно включены следующие узлы:
Рабочая площадка устья скважины, установка стояка манифольда, вертлюг ВБ-80, труба ведущая, рукав буровой, установка механического ротора.
Установки дополнительно могут быть оснащены:
• приемными мостками;
• полатями верхового рабочего;
• аварийным электроприводом, предназначенным для применения при отказе двигателя шасси для опускания верхней секции мачты и складывания мачты в транспортное положение установки;
• дополнительным компрессором с электроприводом для применения в аварийных ситуациях;
• системой выдвижения верхней секции мачты гидролебедкой;
• барабаном для перепуска талевого каната;
• электронным креномером, предназначенным для установки агрегата в горизонтальное положение;
• насосным блоком с приводом от самой установки посредством карданной передачи.
Агрегат для освоения и ремонта скважин АР-60 предназначен для ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин, ведения буровых работ ротором и забойными двигателями. Конструктивные особенности:
• одно или двухбарабанная лебедка с дисковыми пневматическими муфтами, позволяющими оперативно переключаться с одного диапазона скоростей на другой и не требующими дополнительного компрессора;
• буровой барабан с канавками Лебуса, обеспечивающими равномерное наматывание каната;
• выдвижение верхней секции гидроприводной лебедкой;
• маслонаполненная цепная трансмиссия привода лебедки;
• гидродомкраты (аутригеры) двухстороннего действия с ходом 0,8 м;
• ограничитель грузоподъемности, ограничитель высоты подъема талевого блока.
Разработан вертолетный вариант строповки и транспортировки ремонтного агрегата АР-60 для транспортировки вертолетом МИ-26. Для осуществления транспортировки, агрегат выставляется на аутригерах, затем выезжает шасси и производится транспортировка шасси и навесного оборудования установки отдельно друг от друга. Схемы строповки и транспортировки вертолетом МИ-26 шасси агрегатов и навесного оборудования разработаны согласно "Правил подготовки грузов для транспортировки на внешней подвеске вертолета МИ-26" от 30.11.90 №20/И, "Дополнениям и изменениям" №7/И от 12.09.91, п. 2.2, и "Инструкции по транспортированию грузов на внешней подвеске вертолетов" № КР-2-р от 08.01.04, п. 6.2.9., и согласованы с ОАО НПХ "ПАНХ" Государственная служба гражданской авиации МТРФ.
Самоходные буровые агрегаты 1БА15В.О2 и БА15.06 предназначены для геологоразведочного и эксплуатационного бурения скважин на воду роторным способом в породах мягкой и средней твердости с прямой промывкой забоя. Самоходный буровой агрегат 1БА15Н.О1 предназначен для структурно-поискового бурения на нефть, газ и другие полезные ископаемые роторным способом в породах мягкой и средней твердости с прямой промывкой забоя. Самоходный буровой агрегат БА15К.О1 предназначен для бурения роторным способом с обратной промывкой забоя скважин большого диаметра в породах мягкой и средней твердости. Буровые агрегаты представляют собой группу унифицированных буровых агрегатов, смонтированных на шасси МАЗ-533702-241, Урал-4320-0001916-40, оснащенных различными механизмами в соответствии с применяемой потребителем технологии сооружения скважин.
Основное оборудование бурового агрегата 1БА15В.О2:
• буровой блок (ротор Р-410, двухбарабанная лебедка, мачта высотой 18,6 метров с полатями верхового рабочего, буровой насос НБ50, генератор, подсвечник, вертлюг, манифольд, гидрораскрепитель) на шасси МАЗ-533702-241;
• компрессорный блок ПК15Б на автоприцепе МАЗ-8925 для освоения скважин;
• инструментальный блок БА15-71 сб на автоприцепе МАЗ-8925 для перевозки бурильных труб;
• гидросмеситель, рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент.
Основное оборудование бурового агрегата БА15.06:
• буровой блок монтируется на шасси Урал-4320-0001916-40 с двигателем ЯМЗ-236НЕ и имеет все конструктивные особенности бурового блока агрегата 1БА15в.О2 от которого он отличается коробкой отбора мощности с главным фрикционом, лебедкой с дисковой пневмомуфтой, наличием сварочного трансформатора;
• компрессорный блок ПК15Б на автоприцепе МАЗ-8925 для освоения скважин;
• инструментальный блок БА15-71 сб на автоприцепе МАЗ-8925 для перевозки бурильных труб;
• гидросмеситель, рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент.
Основное оборудование бурового агрегата 1БА15Н.О1:
• буровой блок (ротор Р-410, лебедка однобарабанная, мачта высотой 18,6 метров с полатями верхового рабочего, буровой насос НБ50, генератор, вертлюг, манифольд) на шасси МАЗ-533702-241;
• насосно-силовой блок НП15А с насосом типа НБ125 на автоприцепе МАЗ-8925;
• гидросмеситель, рабочая площадка, подсвечник, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент.
Основное оборудование бурового агрегата БА15К.О1:
• буровой блок (откидной ротор Р-410, лебедка двухбарабанная, наклонная мачта высотой 16,5 метров, буровой насос НБ50, генератор, вертлюг, манифольд) на шасси МАЗ-533702-241;
• компрессорно-энергетический блок ПКЭ15 на автоприцепе МАЗ-8925;
• вспомогательный блок БА15-271 сб на автоприцепе МАЗ-8925 для перевозки бурильных труб;
• рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент.
По заказу потребителя все агрегаты типа БА15 могут дополнительно комплектоваться:
• наносно-силовым блоком НП15А с насосом типа НБ125 на автоприцепе МАЗ-8925;
• компрессорным блоком ПК15Б на автоприцепе МАЗ-8925 для освоения скважин;
• компрессорно-энергетическим блоком ПКЭ15 (компрессор, генератор, сварочный трансформатор) на автоприцепе МАЗ-8925 для освоения скважин, снабжение агрегата электроэнергией, обеспечение сварочных работ и аварийного привода бурового блока;
• инструментальным блоком БА15-71 сб на автоприцепе МАЗ-8925 для перевозки бурильных труб;
• мачтой высотой 19,7 метров;
• глиномешалкой.
Установки разведочного бурения УРБ 3А3. Самоходные буровые установки типа УРБ-3А3 предназначены для бурения роторным способом структурно-поисковых скважин на нефть, газ, скважин сельскохозяйственного и промышленного водоснабжения, водопонижения с прямой промывкой забоя в породах мягкой и средней твердости. Буровые установки представляют собой одну из модификаций комплекса унифицированных самоходных буровых агрегатов типа БА15.
Основное оборудование буровой установки УРБ-3А3.02:
• буровой блок (автономный палубный дизельный двигатель ЯМЗ-236 без КПП, ротор Р410, двухбарабанная лебедка, мачта высотой 18,6 метров с полатями верхового рабочего, буровой насос НБ50, генератор, вертлюг, манифольд) на шасси МАЗ-5337;
• гидросмеситель, рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент, подсвечник.
Буровая установка УРБ-ЗАЗ.13 монтируется на шасси высокой проходимости Урал-4320-1912-40 и имеет все конструктивные особенности буровой установки УРБ-ЗАЗ.02, от которой отличается автономным палубным дизельным двигателем ЯМЗ-236 с КПП и пневмосистемой для облегчения управления буровой установкой, гидрораскрепителем.
Основное оборудование буровой установки УРБ-ЗА3.05:
• буровой блок (автономный палубный дизельный двигатель ЯМЗ-236 без КПП, ротор Р410, двухбарабанная лебедка, мачта высотой 18,6 метров с полатями верхового рабочего, буровой насос НБ50, генератор, вертлюг, манифольд) на прицепе ОЗТП-8470;
• гидросмеситель, рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент, подсвечник.
Основное оборудование буровой установки УРБ-ЗА3.051:
• буровой блок (автономный палубный дизельный двигатель ЯМЗ-238 с КПП, ротор-ключ РК410, двухбарабанная лебедка, мачта высотой 18,6
метров с полатями верхового рабочего, два буровых насоса НБ50, генератор, гидрораскрепитель, вертлюг, манифольд) на прицепе ОЗТП-8470;
• гидросмеситель, рабочая площадка, рабочая труба, бурильный и спускоподъемный инструмент, подсвечник.
Установка подъемная для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин УПА-80 предназначена для производства спуско-подъемных операций при ремонте и освоении нефтяных и газовых скважин глубиной до 5000 м.
Установка УПА-80 является самоходной машиной, смонтированной на спецшасси, созданного на базе транспортной машины ТМ-3 и состоит из следующих основных узлов:
• подъемной лебедки;
• вышечного сооружения с системой механизации и трансмиссии.
Привод лебедки и других целевых механизмов осуществляется от двигателя трактора через трансмиссию установки.
Конструктивные особенности: использование гидромеханической коробки "Allison" в трансмиссии.
Блок насосный мобильный БНМ-16 предназначен для закачивания бурового раствора в скважину при бурении нефтяных и газовых скважин, а также для передачи вращения от насосного блока лебедочно-мачтовому блоку установки типа УПА (агрегату А50М) приработе в паре.
Нефтепромысловый инструмент.
Ключи цепные типа КЦ предназначены для свинчивания-развинчивания труб нефтяного сортамента ручным способом. Данный ключ может работать в зависимости от рабочей ситуации со съемным удлинителем, надеваемым на рукоятку ключа, или без удлинителя.
Ключи для насосно-компрессорных труб КТГУ-М предназначены для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений НКТ механизированным способом и вручную при подземном ремонте скважин.
Ключи для насосно-компрессорных труб КЦН, КЦО предназначены для захватывания и вращения труб нефтяного сортамента в процессе их свинчивания и развинчивания, для использования в умеренном и холодном (район L2) макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.
Ключ (автомат) для подземного ремонта скважин АПР2-ВБМ предназначен для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию, удержанию на весу и освобождению колонны НКТ при подземном ремонте скважин.
Ключи типа КТ предназначены для свинчивания- развинчивания труб и муфт труб нефтяного сортамента путем захватывания их за тело или муфту автоматизированным или ручным способом при ремонте скважин.
Ключи стопорные для насосно-компрессорных труб КСМ применяются для стопорения колонн НКТ при их механизированном свинчивании и развинчивании при текущем ремонте скважин.
Ключ подвесной пневматический ПБК-4 предназначен для свинчивания, докрепления и развинчивания соединений бурильных, обсадных труб в процессе спуско-подъемных операций при бурении скважин вращательным и турбинным способами. Ключ предназначен для использования в макроклиматическом умеренном районе по ГОСТ 16350-80. ТУ 26-16-173-84
Ключ механический штанговый типа КШЭ предназначен для механизированного свинчивания- развинчивания насосных штанг по ГОСТ 13877-80 в процессе производства спуско- подъемных операций при текущем ремонте скважин. Привод ключа – электрический от промысловой сети. Электродвигатель В71В4, исполнение взрывобезопасное.
Ключ механический подвесной с гидравлическим приводом КМП-Г предназначен для свинчивания-развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб при производстве спуско-подъемных операций в ходе текущего и капитального ремонта скважин для работы в составе подъемных установок типа А-50, УПА-60 и др.
Ключ механический универсальный КМУ-50М предназначен для механизации операций по свинчиванию- развинчиванию, удержанию на весу колонны насосно-компрессорных труб в ходе текущего и капитального ремонта скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования,
включая электропогружные насосы.
Вертлюг ВБ100 предназначен для поддержания на весу вращающейся бурильной колонны и герметизации канала подачи промывочной жидкости к забою через колонну бурильных труб, для использования в макро-климатических районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от -45° С до +45° С.
Вертлюги промывочные ВП предназначены для подачи промывочной жидкости от насоса к забою скважины и обеспечения возможности вращения труб при ремонтных работах в нефтяных, газовых скважинах.
Вертлюг ВБ80 (А60/80М1.40.00.000 сб) предназначен для свободного вращения бурильного инструмента, подвешенного к талевому блоку, и подвода промывочного раствора к забою скважин через колонну бурильных труб.
Установка бурового ротора (А60/80.14.00.000 сб) предназначенa для вращения бурильного инструмента и поддержания на весу колонны труб при капитальном ремонте скважин на агрегатах типа А50М от цепного привода. Реверсивный в зависимости от установки звездочки на нижнем или верхнем валу.
Установка бурового ротора РУ 80 х 400 (А50МБ.03.00.000 сб) предназначена для:
- вращения бурильного инструмента при бурении, ремонте и освоении водяных, нефтяных и газовых скважин;
- поддержания на весу колонны бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб, устанавливаемых на элеваторе и спайдере.
Ротор установлен на раме сварной конструкции из швеллера. Вращение столу ротора передается через цепную передачу, ведущий вал ротора и коническую передачу.
Ротор буровой гидроприводной Р-250 (А50М.04.00.000 сб) предназначен для вращения бурильного инструмента и поддержания на весу колонны труб при ведении буровых работ. Ротор предназначен для работы в составе агрегата А60/80 и других агрегатов, имеющих гидростанцию достаточной мощности, устанавливается на колонный фланец.
Гидроротор (А50М.04.00.000 сб “и”) предназначен для производства буровых работ (разбуривания цементных пробок), а также для механического свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб в условиях умеренного и холодного (район L2) макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение «У», температура окружающего воздуха от -45° С до +40° С.
Ротор буровой гидроприводной Р-250 (А60/80.08.00.000 сб) предназначен для вращения бурильного инструмента и поддержания на весу колонны труб при капитальном ремонте скважин на агрегатах типа А50М от гидравлического привода. Величина наибольшего крутящего момента и частоты вращения стола зависит от гидравлической схемы подключения гидромоторов ротора: параллельно/ последовательно.
Ловитель штанг универсальный типа ЛШУ предназначен для ловли штанг в колонне насосно- компрессорных труб с захватом (упором) за элементы резьбового соединения – муфту, упорный и опорный бурты на головке штанги при наличии в НКТ значительных АСП отложений. Конструктивные особенности:
1. Имеет большую грузоподъемность, не достижимую в ловителях с коническим сопряжением между шлипсом и корпусом.
2. Для захвата не требуется наличие протяженной цилиндрической поверхности на ловимом конце штанги.
3. Ловит закаленную ТВЧ муфту, которая ненадежно зацепляется за зубья шлипсовыхловителей.
4. Ловит при существенном отклонении формы и фактических поперечных размеров ловимого элемента от номинала – изношенные
муфты, головки штанг, имеющие неполную высадку.
5. Ловит с пропуском тела штанги вверх через корпус.
6. Имеет малое сопротивление спуску в НКТ с АСП отложениями.
7. Захваченная штанга на поверхности легко освобождается.
Ротор универсально-приводной с гидравлическим приводом РУП-560 предназначен для вращения бурильного инструмента, при оснащении захватом пневматическим АРБ100.35.00.000В, для удержания колонны бурильных и обсадных труб при их наращивании.
Метчики ловильные для бурильных колонн типа МБУ предназначены для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине бурильной колонны путем врезания ввинчиванием в тело утолщенных элементов извлекаемой колонны.
Колокола ловильные типа К предназначены для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания навинчиванием на их наружную поверхность.
Метчики ловильные для насосно-компрессорных труб МЭУ предназначены для захвата и последующего извлечения оставшейся в скважине колонны насосно- компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты. Допускается применение метчика для захвата и извлечения колонны за высаженный конец трубы без муфты.
Ловители штанг плунжерного типа модернизированные ЛШПМ2 предназначены для ловли отвернувшихся или оборвавшихся,
но не прихваченных насосных штанг внутри насосно- компрессорных труб при текущем ремонте скважин.
Пакеры механические модернизированные типа 2 ПВМ, 3 ПВМ предназначены для уплотнения колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. ТУ 3665-014-00217567-2000
Якоря гидравлические модернизированные типа 2 ЯГ предназначены для удержания пакера на месте установки при проведении в скважинах ремонтных работ и операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.
ШТРОПЫ ШЭ ТУ 3668-009-00217567-2000 предназначены для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем в процессе спуско-подъемных операций при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.
Элеваторы литые для обсадных труб ЭН предназначены для захвата и удерживания на весу колонны обсадных труб при спуско-подъемных операциях при бурении скважин.
Спайдер СПГ-80 предназначен для захватывания и удержания на весу колонны насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций при ремонте нефтяных скважин гидрофицированными или оборудованными компрессором подъемными агрегатами типа УПА-60А и при бурении скважин агрегатами А50МБ.
Элеватор трубный двуштропный ЭТАД с автоматическим запирающим устройством предназначен для захватывания под муфту или замок и удержания на весу колонн насосно-компрессорных или бурильных труб при спуско- подъемных операциях, как с вертикальной установкой труб, так и с укладкой их на мостки при освоении и ремонте нефтяных и газовых скважин.
Гидроцилиндр МБУ-125 предназначен для комплектации агрегатов МБУ-125.
Редуктор с насосами (АР32/40.135.00.000 сб) предназначен для комплектации ремонтных агрегатов типа АР32/40М и служит для привода насосов гидросистемы и передачи вращения первичному валу коробки передач.
Блок талевый (А50М.18.00.000А сб) предназначен для комплектации агрегатов А60/80, АР60, А60/80М1.
Лебедка Однобарабанная с цепным приводом, двухленточным тормозом бурового барабана, пневмоусилителем тормоза, дисковыми пнематическими муфтами, для включения 2-х скоростей барабана.
Винтовые забойные двигатели, турбобуры, турбобуры-отклонители, буры: широкий спектр гидравлических забойных двигателей (ГЗД), в том числе ВЗД и турбобуров в диапазоне 76-240 мм для вертикального, наклонно-направленного (тип Д) и горизонтального бурения, проведения ремонтно-восстановительных работ (тип ДУ); переливные клапаны для винтовых забойных двигателей типоразмером 106-240 мм, а также реактивно-турбинные буры диаметром 394-2600 мм.
Конструктивные особенности продукции:
• Оптимальная длина, высокая жесткость, управляемость и надежность
• Комплектация ВЗД регуляторами угла с армированием твердым сплавом "пяты" в месте касания со стенкой скважины
• Оснащение двигателей твердосплавными опорами повышенной надежности, шарнирным устройством, подшипником из кремниймолибденовой стали повышенной грузоподъемности.
Двигатели винтовые предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин, для зарезки боковых стволов, горизонтального бурения и капитального ремонта с использованием в качестве рабочей жидкости воды и бурового раствора плотностью не более 1,4•103 кг/м³ при забойной температуре не выше 100° С.
Характеристики двигателей обеспечиваются при соблюдении следующих параметров бурового раствора:
- плотность, кг/м³, не более 1400
- содержание песка, %, не более 1
- содержание нефтепродуктов, %, не более 5
Пример обозначения ВЗД:
1. Д1-106 – винтовой забойный двигатель: прямая компоновка с наружным диаметром корпуса 106 мм.
2. ДУ-195 – двигатель универсальный винтовой: жесткий переводник-отклонитель с наружным диаметром корпуса 195 мм.
3. ДУ1-106Р.7/8.20 – двигатель универсальный винтовой: регулируемый кривой переводник с наружным диаметром корпуса 106 мм, с секцией рабочих органов заходностью 7/8 и длиной активной части 2000 мм.
4. Д2М-195С.9/10.29 – двигатель универсальный винтовой повышенной надежности: прямая компоновка с наружным диаметром корпуса 195 мм, заходность секции рабочих органов 9/10, длина активной части статора
– 2900 мм.
1. Двигатели типа "Д" – предназначенных для бурения вертикальных и наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин.
2. Двигатели типа "ДУ" (двигатель универсальный) – предназначенных для бурения вертикальных и наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин, а также для зарезки новых стволов, проведения ремонтно-восстановительных работ в эксплуатационных колоннах и горизонтального бурения.
Турбобуры и турбобуры-отклонители предназначены для бурения вертикальных, наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин, а также для зарезки новых и шахтных стволов в аварийных случаях и скважин большого диаметра при температуре рабочей среды не более 110° С, для турбобуров с плавающими статорами – не более 90° С, для турбобуров типа ТО2-С – не более 300° С.
Преимущества:
• Улучшенные энергетические характеристики.
• Новые турбины для долот режущего типа с увеличенным моментом.
• Повышение энергоотдачи с единицы осевой длины турбобура.
• Изготовление турбины методом точного литья.
• Повышение показателей надежности за счет применения средних и нижних опор с парой трения "металл по металлу", использование осевого подшипника повышенной грузоподъемности, внедрения новых технологий. По материалу "КУНГУР"

Продолжение раздела "Решения для нефтегазовой промышленности"